Gas Energy No 07

No. 7 I Febrero - Marzo 2015

Energy ® 5

La revista de los gases combustibles en Colombia

PETRÓLEO NACE UNA NUEVA ERA

GAS Energy I Febrero-Marzo 2014

Antonio Celia

Bjorn Lomborg

Presidente de PROMIGAS

Uno de los ambientalistas más influyentes del mundo.

Profesor adjunto de la escuela de negocios de la Universidad de Copenhague.

Juan Esteban Calle

Tomás González

Gerente General de EPM

Ministro de Minas y Energía

Líder del Grupo EPM

José Darío Uribe Presidente del Banco de la República

David Cox Director Ejecutivo de Gas Forum, Reino Unido Director de London Energy Consulting

Información: www.naturgas.com.co congreso-inscripciones@naturgas.com.co

Energy ®

CONTENIDO

3

La revista de los gases combustibles en Colombia

ISSN: 2357-4879

“El cambio climático representa una amenaza sin precedentes para nuestra civilización. La política energética tradicional no es una opción. El asunto es si podemos hacer rápidamente una transición de los combustibles fósiles a la energía renovable. Si esperamos que un gran cambio climático nos obligue a cambiar, será demasiado tarde.”

Lester Brown, Presidente del Earth Policy Institute.

Editor: GRUPO COMUNICAR

14

Autarquía energética, una realidad en Alemania FACHADA FOTOVOLTÁICA La generación de energía está integrada al edificio.

INVERSOR PRINCIPAL Para una red de energía autosuficiente.

INVERSOR SECUNDARIO Complementa el sistema fotovoltáico.

GESTIÓN DE LA ENERGÍA Involucra los datos del estado del tiempo.

SISTEMA DE BOMBAS DE CALOR

Para la calefacción y el aire acondicionado.

ACUMULADORES Almacenan la electricidad autogenerada.

BIOGAS

Para la generación de electricidad y calefacción.

ESTACIÓN ELÉCTRICA

Alimentada por los sistemas fotovoltaico y de cogeneración.

Director: MARTÍN ROSAS martinrosas60@gmail.com

5 PANORAMA Redacción: MAURICIO VELOZA Diseño y Diagramación: STUDIO GRIEGOZ DESIGN edwcru@gmail.com Impresión: OFIMPRESOS Comercialización: EMR TALLER CREATIVO e.maldonado@emrtallercreativo.com PBX: (57 1) 482 39 36 FAX: (57 1) 617 78 86 Calle 96 N° 68D - 26 Bogotá - Colombia Una Publicación de: GRUPO COMUNICAR Calle 59 # 13-52, Of. 401 Tels: (1) 5410053, 318-6232944 Bogotá, D.C. - Colombia

Gas Natural dota con gasodomésticos a Plaza de la Hoja

11 ENTREVISTA Las petroleras estatales no son viables

16 HIDRÓGENO La ONU aprueba buses Yutong a hidrógeno

18 GNV INTERNACIONAL En 2024 ventas de vehículos a gas llegarían a 3,9 millones

20 GAS DOMICILIARIO Evolución de la certificación de las instalaciones de gas

24 GNL INTERNACIONAL El mundo marino navega hacia el GNL

26 BUNKERING Shell ordena buque de bunkering para el puerto de Rotterdam GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

4

EDITORIAL

Llegando a los límites

L

a humanidad y el planeta han llegado o están llegando a unos límites peligrosos. Aunque se dice que los 9.000 millones de seres humanos que habitarán la Tierra en 2050 son el tope máximo que puede soportar el globo, lo cierto es que con los 7.500 millones actuales se ha superado la capacidad de recuperación de los recursos que se necesitan para sostener a esta población; en consecuencia, a mediados de siglo se necesitarán dos planetas para satisfacer las necesidades de la humanidad.

La capacidad de pesca en los océanos ya se superó, y la tierra cultivable no solo llegó a su límite máximo sino que comenzó a decaer por el aumento de la desertificación y la esterilización de la capa vegetal, sometida, primero, a un abuso en la utilización de fertilizantes y pesticidas, y segundo por la ganadería intensiva, que compacta el suelo hasta dejarlo inútil.

Igualmente, el agua potable llegó al límite de su uso. Los principales acuíferos han sido sobreexplotados y actualmente la tasa de recuperación es menor a la de extracción. En el mismo sentido, importantes lagos y ríos han comenzado a secarse. Una de las causas es el derretimiento de las glaciares, los cuales se estima desaparecerán en los próximos 30 años.

En el aspecto urbano, la tierra urbanizable dotada con servicios está llegando al límite en las principales ciudades del mundo. En consecuencia, las calles también llegaron al límite y no pueden servir al creciente aumento de automóviles, por lo que la mayoría de urbes ha implantado medidas restrictivas a la circulación como el ‘pico y placa’.

Pero tal vez el límite más delicado, el que han marcado los científicos con más insistencia, es que la temperatura global no puede superar los dos grados centígrados desde el surgimiento de la era industrial.

Eso obliga, principalmente, a una reducción drástica en el uso de combustibles de origen fósil: carbón, petróleo y gas.

Un informe elaborado por 800 científicos constata que el cambio climático se intensifica y se volverá irreversible si no se reducen de inmediato las emisiones entre un 40% y un 70%. El Panel Intergubernamental para el Cambio Climático (IPCC por su sigla en inglés), señala que “para no calentarse más de 2°C en relación con la temperatura preindustrial las emisiones deben disminuir en esta década.”

GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

No obstante lo dramático de la situación, los principales foros ambientales han desviado la discusión. El ejemplo más reciente es la pasada Conferencia de las Partes de la Convención del Cambio Climático (COP20), realizada en diciembre pasado en Lima (Perú), donde después de dos semanas de discusiones y 25 horas de alargue, sacaron una resolución in extremis para disimular el fracaso del encuentro.

La agenda del clima está siendo tomada por otros intereses, como los políticos y de género. Eso indica que o bien los científicos terminaron ideologizando la discusión, o las ideologías se tomaron los foros científicos, o ambas, o todas las anteriores.

Así, mientras a última hora los cerca de 200 países que participaron en la COP 20 elaboraban una declaración insulsa, el 2014 era registrado como el año más caluroso que se tenga noticia desde que se le mide la fiebre al planeta.

La COP 20 dejó abierta una agenda sin muchas precisiones ni compromisos en lo que es fundamental: reducir las emisiones de efecto invernadero. Así, todo indica que se llegará a París este año a continuar discutiendo temas de financiamiento, porcentajes de participación entre las naciones desarrolladas y subdesarrolladas, y hasta “la participación efectiva de las mujeres en los ámbitos de la Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático (CMNUCC) para fortalecer su empoderamiento en la adaptación y mitigación.”

Mientras esos foros se han convertido en disputas de intereses particulares, las acciones que requiere el mundo no dan espera. El planeta está sobre diagnosticado; ya se sabe cuáles son las causas que ocasionan el calentamiento global y qué es lo que hay que hacer. Por su parte, la ciencia y la tecnología ya proveen buena parte de las soluciones. Ahora se trata es de decisiones políticas que las pongan en marcha, y que, sobre todo, se utilicen las fuerzas del mercado para que puedan ser implantadas rápidamente.

Las dos economías más grandes del planeta, China y Estados Unidos, las que más consumen energía y las que más contaminan, ya dieron un paso al firmar un acuerdo para limitar las emisiones el primero y reducirlas el segundo. Ahora se requiere qué líderes de otros países tomen la iniciativa, pues el clima cambia y el tiempo corre, mientras nos acercamos peligrosamente a los límites.

PANORAMA

5

Gas Natural dota con gasodomésticos viviendas de Plaza de la Hoja en Bogotá Por primera vez en el país, apartamentos de Viviendas de Interés Prioritario tendrán calefactores para calentar el ambiente.

G

as Natural Fenosa, con recursos propios dotó de gasodomésticos las 453 viviendas de Interés Prioritario (VIP) del proyecto Plaza de la Hoja, que Metrovivienda construyó en el sector de Paloquemao, en la carrera 30 entre calles 19 y 21, de Bogotá.

El aporte realizado por Gas Natural Fenosa al proyecto fue de 544 millones de pesos.

Con este apoyo a cada apartamento se le instaló una estufa, un calentador de 10 litros y un calefactor, beneficiando a más de 1.400 personas que habitarán las viviendas.

Es la primera vez en el país que se entregan viviendas de interés prioritario dotadas de calefactores, mejorando así la calidad de vida de los residentes, que ahora podrán soportar con más comodidad el

frío bogotano.

Los habitantes del Conjunto Residencial Plaza de la Hoja desde un comienzo se beneficiarán del gas natural, que es uno de los servicios públicos más económicos, además de ser una energía amigable con el medio ambiente.

Con este aporte, Gas Natural Fenosa, dentro de su Política de Responsabilidad Corporativa, se compromete con sus clientes para mejorar su calidad de vida y al mismo tiempo contribuye con los proyectos de vivienda de Bogotá y su zona de influencia.

6

PORTADA

PETRÓLEO:

Nace una nueva era La actual crisis de precios del petróleo es la confirmación de algo que se venía cocinando hace algunos años: el fin de una era de precios altos y suministros escasos, y el nacimiento de otra era, la del petróleo abundante y barato. Causas y efectos de la sobreoferta mundial de crudo.

GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

Por: MARTÍN ROSAS

H

ace exactamente cuarenta años, el mundo padecía la primera gran crisis del petróleo. La guerra del Yom Kippur de 1973, que enfrentó a Siria y Egipto contra Israel, desembocó en el embargo petrolero a Occidente por parte de los miembros árabes de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Como consecuencia, en menos de tres meses el precio del crudo se cuadruplicó, al pasar de 2,59 dólares el barril en octubre a 11,65 dólares en diciembre de ese año.

La mayoría de países occidentales se hundió en una profunda recesión, y se daba así por terminada una era de petróleo abundante y barato, el mismo que había lubricado tres decenios de crecimiento económico después de la Segunda Guerra Mundial.

Por esa misma época también hacía carrera una creencia basada en la teoría que el geólogo estadounidense Marion K. Hubbert expuso en la década de los cincuenta. La ‘Campana de Hubbert’ sentenciaba que las reservas estadounidenses de petróleo llegarían a su tope máximo (peak oil) en los años 70, mientras que para el resto del mundo se daría hacia el 2020. A partir de esas fechas los depósitos comenzarían a descender exponencialmente hasta agotarse. El fantasma de la escasez que recorría al planeta hizo que los precios aumentaran aún más, al tiempo que se ofrecía como un manjar para las especulaciones en las bolsas de Londres y Nueva York.

Ese escenario de precios altos de un recurso que supuestamente comenzaba a agotarse estimuló la sed por el ‘oro negro’. La carrera por el descubrimiento de yacimientos hizo que entraran en el escenario mundial nuevos productores que antes no figuraban en el mapa, como Noruega, Inglaterra, Nigeria, Brasil, México y otros que le seguirían más adelante, como Rusia y Canadá. El mundo encontró más petróleo

7 y comenzó a aumentar sus reservas, al tiempo que el fantasma del peak oil se disipaba en el tiempo.

Con cotizaciones que llegaron a bordear los 150 dólares el barril en 2006 y con el anuncio de varios profetas del apocalipsis que señalaban que hacia mediados del siglo XXI podrían incluso llegar a los 500 dólares, las fuentes no convencionales de hidrocarburos se hicieron rentables. Estados Unidos comenzó a explotar sus enormes reservas de esquisto, Canadá hizo otro tanto con las arenas bituminosas y, en general, cualquier depósito del aceite era un tesoro que había que extraer, no importaba si este se encontraba en las profundidades de los océanos.

Al tiempo que los nuevos descubrimientos se iban desarrollando, las fuentes alternativas de energía comenzaron a ser competitivas en costos y eficiencia frente a las de origen fósil, y la humanidad finalmente se percató de que debía hacer un uso racional de la energía. Esa carrera también dio sus frutos y a comienzos de esta década Estados Unidos se convirtió en el primer país en frenar su adicción por el petróleo. Desde entonces la demanda estadounidense por crudo viene en descenso, al igual que en Japón y Alemania.

Así, de repente, a finales de 2014 el mundo se enfrentó con una situación de saturación en la oferta y una reducción en el consumo de petróleo; esta última ocasionada no solo por la ralentización de la economía china y la débil recuperación de Europa, sino por el creciente remplazo de los

combustibles líquidos de origen fósil, especialmente por el gas natural que, a la par que su hermano mayor, también vio cómo aumentaba sus reservas mundiales para un horizonte de consumo de más de 200 años. Todo eso conjugado desencadenó la actual crisis de precios del petróleo.

Al despuntar el 2015, las cotizaciones se desplomaban el 60 por ciento en un lapso de seis meses, para caer a 45 dólares el barril. Se terminaba la era del petróleo caro y escaso, que había comenzado hace cuarenta años con la primera gran crisis de 1973, y se daba inicio a otra nueva: La era del petróleo abundante y barato.

Tesis de la conspiración

Para algunos analistas, la crisis que tomó por sorpresa al mundo en el segundo semestre de 2014 tuvo sus orígenes en jugadas geopolíticas.

Ante la negativa de Arabia Saudita, el mayor productor de crudo del mundo, de reducir su cuota de mercado para presionar los precios al alza, se esgrimió que esta era una movida para combatir la mayor producción de los ‘frackers’ estadounidenses, quienes con sus yacimientos de esquisto habían logrado aumentar la producción de petróleo en algo más de cuatro millones de barriles diarios en los últimos seis años, al pasar de 4,7 millones de barriles en 2008 a 8,9 millones en 2014, contribuyendo así a la sobreoferta mundial.

Otros se aventuraron a señalar que la crisis la había generado un complot entre dos viejos aliados, Arabia Saudita y Estados Unidos, para debilitar las finanzas de enemigos comunes: Rusia e Irán y, de contera, Venezuela, a la postre, los países que más están sufriendo con la actual crisis, pues sus economías dependen fuertemente de la renta petrolera y los tres necesitan precios muy por encima de los cien dólares para mantener el equilibrio fiscal.

Fundadas o no esas tesis, lo cierto es que la crisis de precios tiene consecuencias geopolíticas. Un buen resumen lo hizo The Wall Street Journal en los siguientes términos: Por un lado, el bajo precio petrolero sostenido por los árabes afecta a su colega de la OPEP, Irán, y le obliga a detener sus planes nucleares. Adicionalmente, otro miembro de la OPEP beligerante con Estados Unidos, Venezuela, se ve en aprietos financieros, con un petróleo valiendo la mitad de lo que necesita para tener en orden sus finanzas públicas. Adicionalmente, se afecta a Rusia, cuya estatal petrolera (OAO

GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

8

PORTADA Rosneft) no puede reducir su producción por motivos técnicos; esto generaría aprietos para las finanzas públicas rusas, con una caída del 30% en sus ingresos fiscales. Bajo esa óptica, Vladimir Putin estaría “recibiendo su merecido” desde EE.UU. por su violenta incursión en Ucrania. Esta es la lectura de la política árabe, una “represalia fiscal”, vía precio petrolero, sobre los rivales geopolíticos que comparte con EE.UU. Frente a esas tesis, el ministro de Petróleo saudita, Ali al-Naimi, dijo que “acusar a nuestro país de esas supuestas conspiraciones contra un país u otro es absolutamente incorrecto e indica una falta de comprensión en algunas mentes. Nuestra economía se basa en estrictas estrategias económicas, ni más ni menos”.

En la reunión de la OPEP de noviembre, Arabia Saudita impuso su decisión de no recortar la producción del cartel y mantenerla en los mismos 30 millones de barriles diarios de los últimos años. Los sauditas estiman que una reducción por parte de la Organización solo estimularía una mayor producción de los países no miembros.

Además, los sauditas son conscientes de que con una participación de la tercera parte en la producción mundial, la OPEP perdió el poder para incidir en los precios. Y tal como lo temían, países no OPEP, como Rusia, rehusaron hacer recortes en sus producciones.

“En una situación como esta es difícil, si no imposible, para el reino y la OPEP tomar medidas que podrían resultar en una menor cuota de mercado para nosotros y mayores cuotas para otros, en momentos en los que es difícil controlar los precios”, dijo al-Naimi.

Por lo tanto, la opción que tomaron al interior del cartel fue dejar que los precios cayeran para que el mercado se regule por sí solo.

Lo que se ha desatado ahora es una desenfrenada competencia por cuotas de mercado, las cuales hay que preservar a cualquier costo, so pena de verse desplazado por competidores

GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

OPEP y no OPEP. En particular, los productores árabes prevén una ‘guerra larga’. El ministro de Finanzas de Arabia Saudita, Ibrahim Alassaf, señaló que la estrategia adoptada estará en juego por varios años para enfrentar la competencia de naciones no OPEP con sus nuevas capacidades de producción y exportación. “Tenemos la habilidad de sostenernos frente a bajos precios petroleros en el mediano plazo”, dijo, entendiendo por mediano plazo de tres a cinco años.

En el mismo sentido, el ministro al-Naimi recalcaba una vez más a finales de 2014 que la OPEP no reducirá su producción aun cuando el precio se desplome. “Si baja a 60 dólares o 50 dólares o 40 dólares o hasta 20 dólares es irrelevante”, dijo.

Furia de titanes

Una primera batalla se dará entre los mayores productores: Arabia Saudita, Rusia y Estados Unidos, cada uno de los cuales ronda los diez millones de barriles diarios y entre los tres aportan la tercera parte de los 91 millones de barriles diarios que consume el planeta. Este grupo luchará por no perder, y, por el contrario, tratar de aumentar sus cuotas de mercado y producciones.

La OPEP ya no cuenta en esta nueva era. De hecho, entre los cinco mayores productores del mundo, que en conjunto representan cerca del 45 por ciento de la producción global, solo hay un miembro: los sauditas. Los demás son Rusia, EE. UU., China y Canadá.

Aun así, los países mejor preparados para enfrentar la batalla de precios son los miembros árabes de la OPEP: Arabia Saudita, Qatar, Emiratos Árabes Unidos y Kuwait, quienes, excepto el primero, necesitan precios muy por debajo de los 80 dólares el barril para mantener estables sus finanzas.

Además, fogueados en anteriores batallas comerciales, acumularon grandes niveles de reservas y diversificaron sus economías. Este grupo saca-

ría los mejores dividendos de la actual crisis de precios y, al final, podría quedarse con una participación de entre el 20 y el 25 por ciento del comercio mundial de crudo.

El ministro de Petróleo de Qatar, Mohammed Bin Saleh al-Sada, expresó a fines de diciembre que: “Aquellos que no puedan resistir la presión de precios más bajos tendrán que ceder el paso a quienes pueden desempeñarse mejor desde el punto de vista de la eficiencia”.

Y entre los menos eficientes están los productores africanos: Libia, Argelia, Angola y Nigeria, que necesitan precios muy por encima de los 110 dólares por barril para mantener equilibradas sus fianzas. Este grupo será uno de los más damnificados.

Con Estados Unidos, el mayor consumidor de crudo, reduciendo sus importaciones, la pelea ahora es por conquistar los mercados de Asia, especialmente China e India, las dos súper naciones con capacidad para estimular la demanda, cuando sus economías retomen ritmos de crecimiento cercanos al diez por ciento.

Al tiempo que el mundo empieza a abandonar su adicción por el petróleo, todo indica que el precio en el cual se moverá el crudo después de superada la actual crisis serán los 70 dólares por barril, pues a partir de ese nivel se vuelven competitivas las fuentes alternativas de energía y se estimula la producción de fuentes no convencionales de hidrocarburos.

De otro lado, por debajo de ese nivel de precios se mueven los países productores más competitivos, los que quieren quedarse con la mayor tajada de un mercado que comenzó a declinar.

Si la primera gran crisis del petróleo de 1973 inauguró una era de petróleo caro y escaso; la actual crisis de sobreoferta revierte la tendencia para dar inicio a otra nueva: la era del petróleo abundante y barato. martinrosas60@gmail.com

9

CONCLUSIONES • El mundo desarrollado entró en una etapa de disminución del consumo de petróleo, por lo que la producción mundial se mantendrá en una cifra cercana a los 90 millones de barriles diarios.

• Muerte al ‘peak oil’. La teoría de Hubbert quedará simplemente como una anécdota histórica.

En adelante, cualquier barril de petróleo que deje de producir un país, otro en cualquier parte del mundo está dispuesto a suministrarlo.

• Se estima que para superar la actual crisis la producción mundial debe recortar al menos dos millones de barriles diarios; pero, en definitiva, no serán los Estados Unidos quienes hagan ese ‘sacrificio’.

• Con la actual crisis de precios queda al descubierto la pérdida definitiva del poder de la OPEP para incidir en los precios y el mercado. No obstante, el grupo árabe del cartel saldrá fortalecido.

• Atención a esta cifra: 70 dólares. Hasta este

precio se estima que un barril de petróleo podrá ser competitivo en el futuro. Hasta ese valor el fracking estadounidense es competitivo y a partir de ese tope las energías alternativas se vuelven económicamente atractivas.

• Al final de esta crisis se consolidarán dos regiones productoras: las naciones del Oriente Medio y América del Norte (Estados Unidos, Canadá y México). Entre ambos grupos podrían quedarse con la mitad de la producción mundial de petróleo. Otro gran polo productor sería la Federación Rusa, pero depende de cómo Putin sortee la situación actual.

• Si buena parte de los conflictos del siglo XX se le achacan al dominio por los recursos energéticos, especialmente el petróleo; las guerras del siglo XXI, como muchos ya habían anticipado, se darán por el acceso a un recurso aún más vital para la humanidad: el agua.

Bombas móviles (aplicables a carrotanques) y estacionarias para combustibles Medidores análogos y digitales Repuestos y mantenimiento autorizado Bombas de doble diafragma Mangueras y acoples

Somos los principales distribuidores autorizados GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

Bogotá, Calle 15 # 28 - 59 / Teléfonos: 2472845, 3713547, 317-4410986

10

PORTADA

Crisis de precios

cómo impacta a Colombia

A

unque Colombia no es un país petrolero, su economía y sus finanzas sí son petrodependientes. Las cifras así lo reflejan. El sector representa más del 30 por ciento de la inversión extranjera directa (IED) y cerca del 60 por ciento de las exportaciones.

En otro frente, los dividendos de Ecopetrol que recibe la Nación representan más del 70 por ciento de los recursos de capital del Gobierno Nacional Central, el impuesto de renta que paga el sector equivale a más del 25 por ciento del recaudo total por dicho gravamen y solo el pago de impuesto de renta del ramo representa un poco más del 12 por ciento de los ingresos tributarios nacionales.

Esto, sin contar las regalías que el sector genera para los entes territoriales.

En ese sentido, la actual crisis de precios del petróleo afectará todo el andamiaje económico del país. Así lo refleja la investigación realizada por Hernando José Gómez para el PNUD, “Colombia frente a una destorcida en los precios del petróleo”, donde se analizan los efectos de un escenario en que el barril de petróleo desciende a 60 dólares.

Según el estudio, si se presentan precios tan bajos, “se perderían hasta cinco años de progreso en la mejora de algunos indicadores sociales y económicos. Por ejemplo, se reduciría el crecimiento del GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

PIB en un 13 % para el 2021, lo que representa 1,8 billones de pesos; la inflación subiría 1,8 % anualmente; el desempleo volvería a niveles del 12 %; y la tasa de pobreza alcanzaría el 31 % en el 2021, un 8 % mayor al nivel proyectado.

“Con la disminución de ingresos estatales, tanto por tributación como por dividendos de Ecopetrol, el Plan Nacional de Desarrollo no se cumpliría. La reducción de las exportaciones, acompañada de una fuerte caída en la IED, depreciaría el peso hasta un 40%, llegando a un máximo de 2.890 por dólar. Esta sobre depreciación sería el efecto más grave”, señala el estudio.

De acuerdo con el senador Iván Duque Márquez, “la dependencia petrolera la acentúa que durante los últimos cuatro años el gasto público fue expandido sin afectar las metas fiscales, gracias a la bonanza de llegar a producir cerca de un millón de barriles diarios con precios altos

del crudo. Lo grave también de la dependencia es que el país solo tiene reservas para siete años, las expectativas de producción son menores y el gasto público fue proyectado con escenarios de precios y producción que se han desvanecido.”

Y concluye que “el Gobierno debe reconocer que un gasto público soportado en la renta petrolera es muy peligroso y que sustituirla con impuestos puede ahogar el aparato productivo.”

No obstante, frente a un desplome del 60 por ciento de los precios del crudo, y a los ya endémicos problemas que afectan al sector, como las trabas en la expedición de licencias ambientales, los ataques de la guerrilla y la oposición de las comunidades, el Gobierno acaba de aprobar una reforma tributaria, con lo cual no solo consiguió ahuyentar aún más la inversión sino que le da el puntillazo final al sector.

En consecuencia, varias

empresas anunciaron recortes en proyectos de exploración y producción. Pero tal vez el mayor impacto vendrá de parte de Ecopetrol, que reducirá en 26 por ciento el presupuesto de inversiones en 2015. Ahora la idea es gastar 7.860 millones de dólares, un esfuerzo que se complementa con la intención de disminuir costos y erogaciones operacionales por 3.565 millones adicionales, “sin perjuicio de optimizaciones adicionales”.

El director de Portafolio, Ricardo Ávila, decía que “si bien, en lo que atañe a las finanzas públicas el verdadero impacto se sentirá en el 2016, es indudable que la sensación de relativa holgura que existía, desapareció por completo.

Ahora entramos en un periodo de austeridad, pues existe la impresión que ni siquiera los 12,5 billones de pesos que debería proveer la reforma tributaria serán suficientes.”

Por su parte, el presidente Ejecutivo de la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), Rubén Darío Lizarralde Montoya, señala que “no cabe duda de que esta reforma es un banderillazo al sector minero-energético colombiano, y en la medida en que esta se vea desestimulada por leyes que no son garantía de seguridad jurídica, se va a generar un impacto negativo, no solo en el desarrollo local, sino en las finanzas del Estado, con lo que se estaría matando la gallina de los huevos de oro.”

ENTREVISTA

11

Las petroleras estatales no son viables Hernando Vásquez es uno de los ingenieros de petróleos más veteranos del país.

Se formó en los Estados Unidos, en Texas, una de las regiones más petroleras del mundo. Ha trabajado en varios países alrededor del planeta y en Colombia ha estado vinculado a la industria desde mediados de los años sesenta. Su empresa FEPCO acaba de cumplir 30 años de actividades.

E

l ingeniero Hernando Vásquez fue el primer petrolero independiente en Colombia. Luego de realizar estudios en Texas (Estados Unidos) y Francia, y de traducir al español dos de las más importantes obras de ingeniería de yacimientos (“Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos de Silvain J. Pirson e Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos de B.C. Crafft y M. F. Hawkins, Jr), llegó al país a finales de 1963.

Representó e introdujo al país más de 50 compañías fabricantes de equipo petrolero durante 20 años a través de Hervasquez S.A. Luego se le midió al reto de explorar y producir petróleo bajo los contratos de Pulí y Jerusalén en asociación con Ecopetrol en 1984.

Bajo esos contratos descubrió tres yacimientos: ToquiToqui, Totare y Pulí, en los departamentos de Cundinamarca y Tolima, que, según denuncia, “le fueron robados por una conspiración entre un Vicepresidente de Operaciones Asociadas de Ecopetrol, un jefe de Fiscalización del Ministerio de Minas y Energía y dos conocidas firmas de abogados en Colombia.”

En 1984 fundó la Fábrica de Equipo Petrolero de Colombia (FEPCO), que produce cabezales y árboles de Navidad. En la actualidad cuenta con dos plantas ubicadas en la Zona Franca de Bogotá y la Zona Franca La Candelaria de Cartagena, desde donde ha exportado a 16 países. Es también el gestor y fundador de HV Services & Supply, compañía que presta sus servicios de reparación e instalación de cabezales y árboles de Navidad en campo a las operadoras.

Por su larga trayectoria, Vásquez es una de las personas que mejor conoce el sector, no solo en Colombia sino en el mundo. Éste fue el diálogo que sostuvo con GAS Energy. ¿Dónde estaba usted hace 40 años, en 1974, en plena gran crisis del petróleo?

Estaba enfrentando la crisis que tenía Colombia en el sector. En el 64 había regresado al país, después de desarrollar mis estudios en Texas y Francia y empezaba mi trabajo de consultoría y representaciones. En ese entonces veo que Colombia está estancada, que no hay exploración. En los Estados Unidos se perforaban 56.000 pozos al año y aquí sólo dos. Entonces empecé a aplicar lo que había estudiado de política petrolera y me

di cuenta que estábamos completamente desorientados.

En 1967 la Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (ACIPET) organizó el Primer Congreso Petrolero en el país y presenté el primer tratado sobre el sector, titulado “Causas de la Paralización de la Industria Petrolera en Colombia”, texto que sigue siendo un clásico. En el 74, en plena crisis mundial del petróleo, apenas la industria empieza a evolucionar porque finalmente el presidente Alfonso López escuchó mis sugerencias y se hizo la primera reforma petrolera: al pasar de contratos de concesión a los de asociación.

Para resumir la propuesta, yo decía -y sigue siendo vigente ahora- que una política petrolera debía ser Ágil, Rentable y Estable, y que estuviera a cargo de personas competentes. InGAS Energy I Febrero-Marzo 2015

12

ENTREVISTA

fortunadamente, la mayoría de los presidentes que ha tenido Ecopetrol no han sido los más competentes, bien sea porque desconocían el sector o han sido técnicos regulares y/o llegaron allí por influencias políticas.

Estamos en 2015 y los problemas que las operadoras tienen en Colombia siguen siendo abrumadores. Estoy seguro de que si estas operadoras hubiesen sabido del desorden y abuso de diferente tipo que existe, no hubiesen firmado acuerdos con la ANH para entrar al país.

¿Desde 1973 a hoy, cuáles han sido los principales errores de Colombia en materia de hidrocarburos?

Que no ha tenido una política petrolera ágil, rentable y estable. No es ágil por: uno, las licencias ambientales se demoran 14 meses para expedir un permiso para perforar; dos, las consultas previas a las comunidades; tres, falta desarrollar una infraestructura adecuada, y cuatro, los sindicatos exigentes e irracionales, al igual que algunos trabajadores.

No es rentable y tampoco estable porque se están cambiando las normas continuamente, lo que hace que Colombia pierda credibilidad y estabilidad en las inversiones, desestimulando a las compañías que vienen a invertir y a generar empleo.

¿Y cuáles han sido los aciertos?

La gestión del presidente Alfonso López (1974-1978) que por sugerencia del suscrito cambió la política de concesión a asociación, fue un gran paso, porque le quitó el monopolio al Ministerio de Minas y Energía, entregándoselo a Ecopetrol.

Contrario a lo buscado con ese cambio, en vez de aprovechar una oportunidad de oro, directivos corruptos abusaron a través de malos manejos para beneficiarse ellos mismos junto con algunos directivos de empresas privadas. Solamente dos personas tuvimos el valor de denunciarlo, el doctor Juan Francisco Villarreal, que fue presidente de Ecopetrol del 74 al 78, y yo.

Así no se puede dirigir una política petrolera. Tuve la franqueza de reunirme con el presidente López y decirle que nos habíamos equivocado, con buenas intenciones, porque la política de asociación fue abusada, y que había que volver a cambiar de asociación a concesión. Desde entonces comencé una campaña por una política petrolera seria, que terminó ejecutándola el presidente Álvaro Uribe. Se cambió el régimen de asociación a concesión, pero con importantes modificaciones.

¿Y qué opina de la actual crisis de sobreproducción?

Como todas las crisis, es algo inesperado, algo que va a causar un movimiento geopolítico de inmensas proporciones y para la cual el mundo no está preparado. Si nos remitimos a algunas de las definiciones de la Real Academia de la Lengua, una crisis es un “cambio brusco en el curso de una enfermedad, ya sea para mejorar, ya sea para agravarse un paciente; una mutación importante en el desarrollo de otros procesos, ya sea de orden físico, histórico o espiritual; un momento decisivo de un negocio grave y de consecuencias importantes; una situación dificultosa o complicada.” Esto es lo que le está pasando a la industria del petróleo en la actualidad.

GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

Los orígenes de esta crisis empiezan cuando la OPEP decide elevar el precio del crudo de 30 a 150 dólares. Algo especulativo. Ahora tenemos precios que bajaron de 100 dólares a 60 a 50 a 40… y todavía nos falta camino por recorrer. Y, mientras tanto, ¿dónde estaban Ecopetrol y Pacific Rubiales hace un año? Eran los líderes del mercado. Sus acciones habían subido sustancialmente. Ahora va a ser difícil que sobrevivan las dos, al igual que decenas de compañías en el mundo. Las perdidas globales en pocos meses suman cientos de miles de millones de dólares. Todos los países se han afectado, pero los más son Rusia, Irán, Siria y Venezuela, entre otros. Se benefician los que importan petróleo, especialmente China, Japón, India y la Comunidad Europea. ¿Cómo ve el futuro de Ecopetrol?

Muy complicado. Lo vengo diciendo desde la época de López: se debe vender. Es difícil que una empresa petrolera estatal sea viable y rentable mientras exista burocracia y favores políticos. Sólo hay dos excepciones de compañías estatales en el mundo, Statoil de Noruega y ENAP de Chile. Lástima por Petrobras, que era una de las compañías más lindas que he conocido, ahora está sumida en la corrupción; mire dónde está hoy, con directivos en la cárcel y posiblemente su presidenta, María das Graças Foster, no se va a escapar al igual que la presidenta de Brasil, Dilma Rousseff.

Hay una frase que dice: “el petróleo es un negocio muy peligroso para dejárselo a los políticos”, parodiando una frase del periodista y político francés Benjamin Clemenceau (18411929), quien decía que “la guerra es un asunto demasiado importante para confiárselo a los militares.”

Ojalá, y aprovechando que todas las petroleras están revisando sus presupuestos, Ecopetrol revaluara sus inversiones en Ecopetrol América, en el golfo de México, y Ecopetrol Brasil, (ya fue vendida), donde se han invertido cientos de miles de millones de dólares y las pérdidas han sido fenomenales (la cifra real la desconozco, como todo aquel que lea este artículo), con pozos exploratorios de ¡100 o 200 millones de dólares cada uno!

Por favor, ¿en qué mundo estamos viviendo?

¿Cómo ve el futuro de Colombia en hidrocarburos?

Depende de la política y de lo que quiera hacer el gobierno. Las crisis afortunadamente despiertan y concientizan a la gente. Lo que se debe hacer es analizar, pensar, afrontar y ver cómo llegamos a esta situación y cómo salir de ella. Pero aquí, en plena crisis, acaban de aprobar una reforma tributaria, que lesiona aún más los intereses de las operadoras. Ésta acción va a empeorar la situación.

Así, ¿cómo salimos de esta grave situación?, con guerrilla, con paros comunitarios, con falta de infraestructura, con enormes cargas tributarias, exigencias de los sindicatos cada vez más desestimulantes e imposibles de aceptar... Entonces, la resultante viene a ser que los grandes inversionistas se van para otros países, como México o Ecuador.

En mi opinión, el gobierno de Santos tiene una tarea formidable por llevar a cabo en forma inmediata, especialmente en

13

Al son de la Sonora

JAVIER VÁSQUEZ, director de La Sonora Matancera, y Hernando Vásquez, durante su encuentro en Cartagena a comienzos de 2015.

Hernando Vásquez no solo es un exitoso ingeniero de petróleos de larga trayectoria sino un apasionado por el arte y la cultura.

Como el mismo dice, “la vida sin la compañía del arte, expresado en música, pintura, poesía o escultura, es un imposible”.

Pero el 2015 lo recibió con una noticia inesperada: La legendaria orquesta cubana radicada en los Estados Unidos, La Sonora Matancera, grabará dos discos, uno con él como intérprete y otro con los vocalistas de La Sonora, ambos con temas de su autoría. La idea surgió a raíz de su más reciente grabación titulada “Homenaje a La Sonora Matancera”. Un orgullo del que pocos colombianos -o cantautores- pueden contar en su hoja de vida.

los campos tributario, laboral, infraestructura y control a las comunidades, si quiere que la locomotora petrolera arranque de nuevo.

¿Y qué pasará en el mundo?

Yo creo que esta crisis ayudará a enderezar y a poner en orden las inversiones, para que sean más prudentes, más calculadas. Yo viví y estudié en Texas cuando el petróleo estaba a dos dólares el barril y era entonces un excelente negocio. Ahora me pregunto: ¿por qué no iba a ser negocio a 30 dólares? Pero se subió a 150 dólares, algo que no tenía sentido, era pura especulación. ¿Dónde están las grandes compañías que crecieron? Era todo un juego especulativo, y todo lo que es especulativo es falso, es irreal, abusivo, y eso tiene un precio que hay que pagar. Vivimos en una fantasía durante muchos años, gastando plata que no debíamos gastar, sueldos y bonificaciones absurdos, que no tenían razón de ser, en empresas tanto públicas como privadas.

GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

14

ENERGÍA

Autarquía energética, una Endreß & Widmann inauguró en octubre pasado el complejo de oficinas y talleres con autarquía energética. Los sistemas fotovoltaicos y baterías proporcionan electricidad en todo momento. El futuro energético ya es realidad en Alemania.

L

a empresa fotovoltaica Endreß & Widmann Solar GmbH puso en funcionamiento en octubre pasado un complejo de oficinas y talleres con autarquía energética total en Neuenstadt am Kocher (Baden-Wurtemberg, Alemania). La fábrica EnFa – Die Energiefabrik funciona 100% sin conexión a la red pública de suministro eléctrico y utiliza exclusivamente energías renovables.

IBC SOLAR AG, uno de los proveedores de sistemas fotovoltaicos líderes mundiales, suministró las instalaciones fotovoltaicas y los acumuladores para el suministro eléctrico autónomo.

La promotora y propietaria de EnFa es la empresa solar Friedhelm Widmann, un socio certificado de IBC Solar con una gran visión en cuanto al suministro energético del futuro.

Tras nueve meses de obra, la fábrica de energía EnFa – Die Energiefabrik suministra electricidad a las instalaciones de producción de unos 350 m² y a la superficie de oficinas de 600 m², exclusivamente a partir de energías renovables. No hay ninguna conexión a la red pública de suministro eléctrico. La central energética completa, que conforma el corazón del complejo autárquico, se construyó sobre una superficie de alrededor de 30 m².

GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

“La motivación para la construcción de EnFa es el innombrable debate sobre la viabilidad y la financiación del cambio energético”, afirma el propietario e ingeniero Friedhelm Widmann. “Quería demostrar que ya en 2014 estamos preparados para proporcionar un suministro energético estable e interesante desde el punto de vista económico que se base exclusivamente en energías renovables. EnFa es hoy una muestra de cómo Alemania podrá producir energía de forma autónoma en 2050 exclusivamente a partir de energías renovables.”

Los costos de la producción energética de EnFa hablan por sí solos. Según el modo de generación, Widmann puede contar con unos precios de entre 6 y 20 céntimos por kilovatio/hora (kWh), lo que resulta considerablemente más barato que con cualquiera de los proveedores energéticos.

La autarquía energética de EnFa se basa en una mezcla de distintos tipos de generación y de acumulación de energía.

El sistema fotovoltaico con un pico de 112 kilovatios (kWp) garantiza la generación energética de manera uniforme durante todo el día. Para ello, los módulos de la cubierta y de la fachada están orientados de distintas maneras.

Si se dispone de un exceso de energía solar que no vaya a consumirse directa-

mente, se carga en una batería de 400 kWh. Además, para los días con menor radiación en los que la energía solar sea insuficiente, se emplea una unidad de cogeneración de biogás con una potencia eléctrica de 40 kW. IBC SOLAR ha suministrado el sistema fotovoltaico y de batería.

La proporción de energía generada por el sistema fotovoltaico en relación con la totalidad del suministro energético de EnFa es de alrededor del 80%.

Dado que para lograr la autarquía energética no solo se precisa corriente eléctrica, las oficinas se enfrían y se calientan por medio de una bomba de calor.

De este modo, las oficinas con una elevada temperatura ambiente son ya cosa del pasado. En verano, justo cuando se precisa enfriar el ambiente, el sol brilla de manera especialmente intensa y alimenta la bomba de calor. Por el contrario, en invierno, si la energía solar no es suficiente para la calefacción de EnFa alimentada por medio de la bomba de calor, se utiliza adicionalmente la unidad de cogeneración como proveedor energético.

Incluso para carros

EnFa da un paso más en el aprovechamiento de la energía. Los vehículos eléctricos de la empresa pueden cargarse por

15

realidad en Alemania INVERSOR PRINCIPAL Para una red de energía autosuficiente.

INVERSOR SECUNDARIO Complementa el sistema fotovoltáico.

FACHADA FOTOVOLTÁICA La generación de energía está integrada al edificio.

GESTIÓN DE LA ENERGÍA Involucra los datos del estado del tiempo.

SISTEMA DE BOMBAS DE CALOR

Para la calefacción y el aire acondicionado.

ACUMULADORES Almacenan la electricidad autogenerada.

BIOGAS

Para la generación de electricidad y calefacción.

medio de tres estaciones de carga. “La conducción de coches eléctricos accionados exclusivamente con energías renovables es algo fantástico”, explica Widmann. Y, sobre todo, barato: un trayecto de 100 kilómetros con un coche eléctrico cargado con energías verdes cuesta 85 céntimos, mientras que, con el suministro habitual de gasolina, cuesta la friolera de nueve euros.

ESTACIÓN ELÉCTRICA

Alimentada por los sistemas fotovoltaico y de cogeneración.

La coordinación entre los generadores y los consumibles se realiza por medio de un software de desarrollo propio. Aquí, el ingeniero Widmann ha aplicado los conocimientos adquiridos durante sus 20 años de experiencia. El software recurre a una previsión del tiempo para más de tres días, calcula la necesidad de calefacción y/o refrigeración para el edificio según estos datos y gestiona la configuración variable de las

temperaturas ambiente, el uso de consumibles desactivables, la carga optimizada de los coches eléctricos y la estabilización de la red eléctrica autárquica.

Con ello, la fábrica de energía EnFa – Die Energiefabrik demuestra a modo de prototipo cómo debería funcionar una red eléctrica bien estructurada e inteligente.

Exactamente como se espera que funcione para toda Alemania en el 2050.

GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

16

HIDRÓGENO

La ONU aprueba buses Yutong a hidrógeno Desde 2009, Yutong ha recorrido el camino de los autobuses híbridos a los eléctricos y luego a los de pila de combustible. El fabricante chino ha completado la producción de dos generaciones de vehículos de pila de combustible.

E

n diciembre pasado, Eugenia Katsigris, asesora senior del Fondo Mundial para el Medio Ambiente (GEF, por sus siglas en inglés) y del Programa de Desarrollo de las Naciones Unidas (UNDP); Manuel Soriano, asesor técnico del UNDP; Zhang Weidong de las oficinas de la ONU en China y autoridades del Ministerio de Ciencia y Tecnología local responsables de proyecto GEF visitaron la planta de Yutong y evaluaron el avance del “Proyecto de Demostración Conjunta de Vehículos de Pila de Combustible de China”.

La delegación de expertos de la ONU recorrió el centro experimental, tomó un autobús Yutong de pila de combustible a hidrógeno de segunda generación y escuchó el informe sobre la situación de desarrollo de los vehículos.

Encontraron que el sistema de propulsión Yutong EV que consiste en pilas de combustible y baterías sigue la ten-

dencia internacional de buses de este tipo. También visitaron la construcción de la estación de servicio de hidrógeno de Yutong.

En 2014, Yutong se unió a la Alianza de Innovación Tecnológica de la Industria Automotriz de Pila de Combustible de China, estuvo involucrado en la im-

plementación del proyecto “Industrialización del Sistema de Propulsión de Pila de Combustible” y superó con éxito la primera inspección de calificación de fábrica de buses de pila de combustible de China.

Hyundai en otros lugares del mundo, por ejemplo proporcionando surtidores de hidrógeno móviles en los Estados Unidos, estamos encantados de trabajar ahora con Hyundai en Australia para que puedan cargar y mostrar de primera mano su vehículo y sus beneficios”, dijo Chris Kretz, gerente de negocios de Sistemas de Hidrógeno de Air Products.

“Seguimos desarrollando nuestra alianza con Hyundai y con otros fabricantes de automóviles de distintos lugares del mundo para destacar los beneficios

del hidrógeno como combustible limpio y los de la pila de combustible y la electricidad como sistema de propulsión que no genera emisiones”, añadió.

Las estaciones de hidrógeno SmartFuel de Air Products son unidades independientes de compresión, almacenamiento y repostaje. La compañía está trabajando con Coregas Ltd., una empresa australiana especializada en gases industriales, como proveedor local de hidrógeno para ofrecer una solución completa de abastecimiento de combustible.

Air Products instala estación de hidrógeno para Hyundai Australia

A

ir Products anunció la venta de una estación de servicio de hidrógeno para Hyundai Motor Company Australia (HMCA). El punto de carga, que estará ubicado en las oficinas de HMCA en Nueva Gales del Sur, en las afueras de Sydney, se utilizará inicialmente para abastecer un vehículo Hyundai ix35 con cero emisiones que funciona con pila de combustible y que es el primer automóvil a hidrógeno que se importa en Australia.

“Ya que hemos colaborado con

GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

Fuente: Yutong

17

Linde y Laboratorio Sandia impulsan red de carga de H2

E

l Laboratorio Nacional Sandia, de Estados Unidos, y la empresa Linde firmaron un Acuerdo de Investigación y Desarrollo en Colaboración (CRADA), que podría promover el desarrollo de energías bajas en carbono, a partir del hidrógeno y las pilas de combustible.

El CRADA se iniciará con dos nuevos proyectos de I+D para acelerar la expansión de estaciones de hidrógeno para seguir apoyando el crecimiento del mercado de vehículos eléctricos de pila de combustible que ya están proliferando entre las principales automotrices.

“Esperamos que nuestra inversión con Sandia genere una alianza más amplia con otros socios comerciales. Estamos encantados de allanarle el camino a la industria pero, en última instancia, necesitamos que otros también hagan el esfuerzo para enfrentar las barreras que impiden la entrada de la infraestructura de hidrógeno”, dijo Nitin Natesan, gerente de desarrollo de negocios de Linde.

A comienzos de año, la compañía inauguró en Sacramento la primera estación comercial de hidrógeno, con apoyo de la Comisión de Energía de California.

El primer proyecto del CRADA mostrará una estación de hidrógeno que utiliza un enfoque de diseño aprobado y basado en el desempeño bajo el marco del código de tecnologías de hidrógeno NFPA 2 (National Fire Protection Association).

“Nosotros sabemos que podemos instalar sistemas de hidrógeno en más estaciones de servicio existentes si nuestros análisis de riesgo muestran cómo cumplen con ese código. Esto ayudará a impulsar el mercado de vehículos de pila de combustible de manera significativa”, dijo la ingeniera de protección contra incendios de Sania, Chris LaFleur.

El segundo proyecto se concentra en aspectos de seguridad del código NFPA e involucra el modelado de la liberación de hidrógeno líquido. “Con la ayuda de Linde, estamos desarrollando un enfoque científico para actualizar y optimizar los requisitos de distancias de separación para el almacenamiento de hidrógeno líquido en las estaciones”, agregó LaFleur. El trabajo previo sólo había examinado las distancias de separación de hidrógeno gaseoso, por lo que los experimentos de validación serán ahora con un modelo líquido.

Fuente: Laboratorio Nacional Sandia GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

18

GNV INTERNACIONAL

Para 2024 ventas de vehículos a gas llegarían a 3,9 millones Un informe de Navigant Research examina el mercado mundial del gas natural vehicular (GNV), incluyendo las previsiones para la comercialización de vehículos, las estaciones de servicio, el consumo del combustible y los cilindros hasta 2024.

D

e acuerdo con el análisis de Navigant Research, se espera que las ventas de unidades crezcan de 2,3 millones anualmente en 2014 hasta alcanzar los 3,9 millones en 2024.

Las normas de economía de combustibles y emisiones son cada vez más estrictas para los principales mercados automotrices, lo que está impulsando a los fabricantes de automóviles a ofrecer alternativas a la gasolina y diesel tradicionales. Para muchos clientes, en particular para los operadores de flotas de alto kilometraje, los vehículos a gas natural ofrecen una excelente alternativa para reducir los costos operativos y las emisiones de CO2.

“Se espera que los mercados del GNV crezcan significativamente en la próxima década en varias regiones, en particular en China, que está lidiando con graves problemas de contaminación ambiental que afectan la calidad de vida en las grandes zonas urbanas”, dijo Sam Abuelsamid, analista de investigación senior en Navigant Research.

El informe “Vehículos a Gas Natural” examina el mercado mundial del GNV, con un enfoque en los automóviles, camiones livianos, medianos y pesados, autobuses y vehículos comerciales. El estudio ofrece un análisis de los factores clave que, se espera, influyan en la demanda de vehículos a gas natural, incluyendo el crecimiento económico, los precios del combustible, la disponibilidad de infraestructura, los costos de adquisición, regulaciones y aspectos técnicos.

Las estimaciones están desglosadas por segmento de vehículos y región y se extienden hasta 2024. El documento también analiza cómo las cuestiones GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

de mercado y tecnología afectarán a los fabricantes de automóviles y camiones, proveedores de motores de gas natural, de almacenamiento de combustible, de hardware de entrega y a las empresas que se conviertan al sistema.

Así, Navigant Research prevé que las ventas de vehículos de gas natural de poca potencia (LD GNV) crecerán un 119% entre 2014 y 2024, culminando con 42,1 millones de unidades a gas en las carreteras del mundo.

En general, Navigant espera que el mercado mundial de vehículos livianos a gas natural crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta del 5,6% entre 2014 y 2024, con las ventas de automóviles de pasajeros creciendo a un ritmo ligeramente más lento (5,3%) que los camiones ligeros (5.6%). Asia Pacífico seguirá siendo el mercado más grande, con más de dos millones de ventas en 2024.

En América del Norte, el alto costo inicial, la limitada infraestructura de abastecimiento, la utilidad reducida y un mayor interés en la electrificación, es probable que limite la demanda de vehículos livianos a gas, de acuerdo con la investigación. Esta región parece probable que se mantenga enfocada en los mercados de flotas (tales como buses municipales y de carga).

Los vehículos medianos, particularmente para aplicaciones locales, incluyendo camiones de basura, vehículos de reparto y autobuses de transporte que operan fuera de los depósitos centralizados, serán probablemente el principal mercado del gas natural vehicular.

El informe sugiere que una serie de factores podría obstaculizar las perspectivas de crecimiento a corto plazo en varias regiones; pero en el largo plazo, la necesidad de continuar con la reducción

19 de las emisiones y reducir los gastos de operación continuará estimulando las ventas de GNV.

Europa crecerá

Por su parte, en Europa, la cantidad de gas que se usa como combustible para el transporte por carretera se incrementará sustancialmente en los próximos años, de acuerdo con un estudio publicado por la Agencia Europea de Cooperación de Reguladores de la Energía (ACER).

En el escenario base del estudio, ACER pronostica un aumento de más de diez veces para el transporte terrestre y fluvial en el año 2025, mientras se espera que el transporte pesado muestre el mayor crecimiento.

Los precios competitivos y la necesidad de cumplir con las normas de emisión más estrictas en la Unión Europea, han establecido al gas natural como una alternativa real a los combustibles convencionales, dice ACER. En particular, el uso de gas natural licuado (GNL) para el transporte por carretera va a ganar terreno en los próximos años.

En el estudio, la Agencia puso especial énfasis en el marco regulador de la oferta de gas natural. Afirma que el desarrollo del mercado del gas natural comprimido (GNC) utilizado por los automóviles y otros vehículos ligeros, así como del GNL, dependerá de las políticas de la UE que promuevan su uso.

La Unión Europea adoptó recientemente la Directiva sobre infraestructura para Combustibles Alternativos, que obliga al desarrollo de una red de reabastecimiento de gas en todo el continente. Eso ayudará a ofrecer mayor seguridad para la inversión que necesita la industria.

Sin embargo, la incertidumbre sobre el futuro impuesto al gas está frenando el crecimiento del mercado. Será necesario el sostenimiento de bajos impuestos para el gas natural en comparación con otros combustibles, a fin de apoyar la inversión en vehículos e infraestructura, concluye el estudio.

ACER evalúa el papel de los nuevos desarrollos en la cadena de suministro de gas y es bastante optimista sobre las adaptaciones necesarias para acomodar el mayor uso de gas en el transporte. Por ejemplo, los gasoductos virtuales, la oferta de GNC/GNL sin gasoductos, por ferrocarril o por mar a los usuarios finales, podría solucionar los problemas de infraestructura en el corto plazo debido a los costos de inversión reducidos en comparación con las tuberías tradicionales.

China recibe apoyo para construir 800 estaciones de gas

E

l Banco Asiático de Desarrollo (BAsD) firmó préstamos de hasta 450 millones de dólares para ayudar a la República Popular de China a incrementar su uso de gas natural en el transporte y así frenar las emisiones de los vehículos y del transporte fluvial. El dinero se extenderá a China Gas Holdings Ltd. para que construya y ponga en marcha para 2018 hasta 600 estaciones de GNC y 200 de GNL, a lo largo de los principales corredores, y otras 20 instalaciones de GNL para abastecer barcos.

“Los volúmenes de tránsito han aumentado rápidamente en China, lo que resulta en problemas de contaminación ambiental no sólo aquí, sino también en otras partes de Asia. Ayudar a los vehículos, así como a los buques que circulan por los ríos, a cambiar del diésel al gas natural mitigará la contaminación y las partículas finas principalmente”, dijo Hisaka Kimura, director de Finanzas de Infraestructura, Unidad de Asia Oriental, del Departamento de Operaciones para el Sector Privado del BAsD.

La ayuda de este banco, que apoyará la iniciativa de China para diversificar su matriz energética, incluye un préstamo de 150 millones de dólares y un adicional de 300 millones de dólares por parte de los bancos comerciales participantes.

Mientras que sus reservas de gas están aumentando, China es uno de los países con menor consumo per cápita a nivel mundial.

Se espera que el apoyo del BAsD fomente una mayor participación del sector privado y enfrente los cuellos de botella para lograr la masificación del gas en el transporte, sobre todo en los corredores de larga distancia que atraviesan límites provinciales.

Fuente: Banco Asiático de Desarrollo

La Opel Zafira GNV gana premios

A

l igual que en 2014, el instituto ambiental independiente Ökotrend y la revista especializada Auto Test eligieron en su competencia “Auto Test Winner in Green” al Zafira Tourer 1.6 CNG ecoFLEX como el vehículo más respetuoso del medio ambiente en el segmento vans. Opel es pionero en el avance de conceptos de propulsión alternativa.

El vehículo compacto de siete plazas ofrece gran espacio y gana en su clase gracias a su motor turbo ecoFLEX 1.6, que casi no genera emisiones y es ultra económico. Este motor de cuatro cilindros está optimizado para funcionar con gas natural, biogás o una combinación de los dos, así como con gasolina. Emite sólo 129 g/km de CO2, con lo que obtiene la categoría alemana “A” de eficiencia energética.

En Alemania, el gobierno introdujo un beneficio fiscal para el uso de gas vehicular hasta 2018. Con ello se reconoce su respeto al medio ambiente, ya que los vehículos a metano emiten hasta un 25 % menos de CO2, hasta un 80% menos de nitrógeno y están libres de benzol y partículas de hollín.

GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

20 GAS DOMICILIARIO

Evolución de la certificación de las instalaciones de gas Al finalizar 2013, Colombia contaba con cerca de 7,2 millones de instalaciones internas para el consumo de gas natural, cifra que la ha puesto a la par de Estados Unidos y los países de la Unión Europea en términos de la cobertura, que llega ya a más de 574 municipios. En Latinoamérica solo es superada por Argentina. En este artículo se revisa lo relativo a la evaluación de la conformidad de las instalaciones internas de gas y la revisión periódica, mediante la certificación que se adelanta a través de la actividad de inspección.

Por: Ing. JUVENAL ESPITIA VILLAMIL*

E

l relativo rápido desarrollo del gas natural en Colombia fue posible por la estructuración de un marco regulatorio sólido, que fundamentalmente se dio a partir de 1994 con el nacimiento de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), las acciones regulatorias de la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), del Ministerio de Comercio Industria y Turismo (MinCIT) y más recientemente con la reglamentación técnica expedida por el Ministerio de Minas y Energía.

El marco regulatorio y la reglamentación técnica se han dado en todos los frentes: exploración, transporte, distribución, comercialización, construcción de plantas de compresión, de gasoductos, instalaciones internas residenciales y comerciales, en fin, en todo lo que tiene que ver con la cadena de suministro del combustible.

Antecedentes

En Colombia la inspección de las instalaciones internas de gas se viene haciendo desde hace cerca de 20 años, cuando la CREG estableció el “Código de Distribución de Gas Combustible por Redes”, adoptado mediante la Resolución 067 de 1995, la cual señaló en sus numerales 2.24 y 5.23 de su Anexo General que: “El distribuidor será responsable por el estricto cumplimiento de las normas de

GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

seguridad, protección al medio ambiente y urbanísticas en sus redes. Adicionalmente, será el responsable de que las instalaciones receptoras de los usuarios cumplan con los requisitos mínimos de seguridad, haciendo para tal efecto las pruebas correspondientes, llevando un registro de las mismas. Para pruebas posteriores a la de conexión, el distribuidor podrá cobrar un cargo.”

“El distribuidor estará obligado a inspeccionar las instalaciones del usuario periódicamente y a intervalos no superiores a cinco años, o a solicitud del usuario, consultando las normas técnicas y de seguridad. Realizará pruebas de hermeticidad, escapes y funcionamiento, a fin de garantizar el cumplimiento de las condiciones de este Código y de los contratos que se suscriban con el usuario. El costo de las pruebas que requieren estarán a cargo del usuario.”

A partir de esa primera disposición legal, que ordenó a los distribuidores de gas, es decir a las empresas que suministran el combustible, efectuar la verificación inicial para la puesta en servicio y la revisión periódica de las instalaciones de gas de los usuarios, comenzó en el país un largo camino para poner a tono esas actividades de verificación y revisión con los modelos internacionales que rigen la evaluación de la conformidad a través de la inspección.

En efecto, los distribuidores de gas por red comenzaron a dar cumplimiento

a la misma a través de sus departamentos técnicos para llevar a cabo la revisión para la puesta en servicio y la periódica.

En otras palabras, la CREG estableció que los distribuidores tenían esas obligaciones de llevar a cabo la revisión, pero no reglamentó la revisión misma, dejando así a la iniciativa de los distribuidores llevarla a cabo a su mejor saber y entender, como correspondía a empresarios conocedores de los pormenores técnicos no solo de la distribución sino del suministro de gas, como quiera que ellos venían construyendo las instalaciones para uso final del gas en los domicilios de los usuarios, sus clientes.

Solo hasta el 2002 la SIC, mientras se oficializan o expiden los reglamentos técnicos correspondientes, emitió la resolución 14471, la cual se incorporó en la Circular Única del 19 de julio año, estableciendo los requisitos que debían cumplirse para la verificación de la conformidad de las instalaciones de gas sujetas al cumplimiento de la norma técnica colombiana NTC 2505.

Esa circular estableció el régimen aplicable para la certificación de las instalaciones nuevas antes de su conexión a la red de distribución y un plazo de transición para la certificación de las instalaciones existentes ya en funcionamiento.

También dispuso que los certificados de conformidad de las instalaciones se debían obtener a través de organismos de certificación o de inspección acreditados

21

por la Superintendencia, pero dejó la posibilidad de que cuando las empresas distribuidoras optaran por certificar directamente las instalaciones lo podrían hacer, siempre y cuando obtuvieran de parte de la Superintendencia la correspondiente acreditación de sus Unidades Técnicas destinadas a dicha labor.

En ese mismo acto administrativo (Resolución 14471 del 14 de mayo de 2002), la Superintendencia introdujo disposiciones técnicas más detalladas en relación con las instalaciones internas de gas y otras disposiciones para facilitar la certificación de la conformidad por parte de organismos acreditados, organismos habilitados y por las unidades técnicas de las empresas que optaran por la certificación directa.

Esa reglamentación adoptada por la SIC ha estado vigente por más de 10 años.

Durante este tiempo se acreditaron cerca de 30 organismos de inspección de diver-

so tipo, algunos totalmente independientes o de tercera parte, otros pertenecientes a compañías que prestan diferentes servicios en el área de gas y varias unidades técnicas de inspección pertenecientes a compañías distribuidoras de gas.

Si bien este esquema general señalado por la Superintendencia permitió en su momento introducir mecanismos de control en relación con el diseño, construcción y mantenimiento de las instalaciones internas de gas, con el paso del tiempo se hicieron evidentes algunas falencias y desequilibrios en el esquema que fueron denunciadas en forma reiterada por los usuarios y que en su momento fueron identificadas y confirmadas por estudios contratados por la CREG. Dichos estudios pusieron de manifiesto, que siendo responsabilidad de los usuarios construir su instalación cumpliendo los requisitos técnicos aplicables y después mantenerlas en el tiempo, la

responsabilidad por hacerla certificar, es decir por contratar un tercero autorizado para demostrar que cumplía los requisitos, no estaba a su alcance sino que terminaba siendo responsabilidad de la compañía que le suministraba el gas.

Hacia 2009 el MinCIT interviene el esquema general establecido por la SIC, emitiendo la Resolución 1509, en la cual se establece el procedimiento único de inspección en Colombia de instalaciones en servicio que suministran combustible gaseoso destinado a usos residenciales y comerciales y de sus correspondientes artefactos a gas, permitiendo que todos los Organismos de Inspección, tanto de tercera parte como las Unidades Técnicas de Inspección de las empresas distribuidoras, aplicasen el mismo procedimiento para la revisión periódica al cumplir los cinco años de estar en servicio, permitiendo la unificación de conceptos para la verificación de éstas. Sin embargo, seGAS Energy I Febrero-Marzo 2015

22

GAS DOMICILIARIO

guía la responsabilidad en cabeza de las empresas distribuidoras y no de los usuarios.

Evolución reciente

Teniendo en cuenta esas circunstancias y ante las constantes inconformidades de los usuarios de gas natural con respecto a las revisiones periódicas, la CREG expidió la Resolución 059 de 2012, mediante la cual le trasladó la responsabilidad por la revisión periódica de la instalación interna directamente a los usuarios y modificó los plazos para ejecutar la misma, así: “El usuario deberá realizar una Revisión Periódica de la Instalación Interna de Gas entre el Plazo Mínimo entre Revisión y el Plazo Máximo de Revisión Periódica con Organismos de Inspección Acreditados en Colombia para esta actividad o con las empresas distribuidoras, las cuales podrán realizar la actividad directamente como Organismo Acreditado o a través de sus contratistas que se encuentren acreditados, cumpliendo las condiciones y procedimientos establecidos por las normas técnicas o reglamentos técnicos aplicables. El costo de esta revisión estará a cargo del usuario. El distribuidor será responsable de verificar el cumplimiento de esta obligación del usuario (…)”

Con esta modificación introducida por la CREG, el usuario tiene ahora la posibilidad de escoger el organismo de inspección que le preste el servicio de revisión periódica y le certifique si la instalación cumple o no los requisitos técnicos que sean aplicables. Lo único que el usuario debe verificar es que el organismo de inspección que seleccione esté debidamente acreditado en Colombia para llevar a cabo esa actividad.

La Resolución CREG 059 indica un procedimiento detallado de los pasos que deben seguir tanto el distribuidor como los usuarios para la gestión de la inspección de instalaciones nuevas previa a la puesta en servicio y la revisión periódica de las instalaciones de gas (numerales 2.24 y 5.23), que antes estaba solo en cabeza del distribuidor. Se mantiene la responsabilidad que tiene la compañía distribuidora del gas de suspender el

GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

servicio de suministro de gas al usuario, si éste no allega el certificado de la instalación.

En forma paralela a este cambio, el Ministerio de Minas y Energía adelantó un proceso para la adopción, por primera vez, de un Reglamento Técnico de Instalaciones Internas de Gas Combustible, proceso que concluyó con la expedición de la resolución 90902 del 24 de octubre de 2013.

El reglamento establece los requisitos que se deben cumplir en las etapas de diseño, construcción y mantenimiento de las instalaciones para suministro de gas combustible destinadas a uso residencial, comercial e industrial, con el fin de prevenir y consecuentemente reducir los riesgos a la seguridad para garantizar la protección a la vida. Así mismo, el reglamento establece las obligaciones de los Organismos de Certificación Acreditados y de los Organismos de Inspección Acreditados con respecto a los distribuidores de gas, a propósito de las actividades de certificación de las instalaciones.

En la parte relativa a la certificación de la conformidad de las instalaciones, el Reglamento Técnico de Instalaciones Internas de Gas Combustible dispuso que esta certificación debe ser llevada a cabo por organismos de inspección debidamente acreditados por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia (ONAC).

El reglamento, que entró en vigencia el 24 de abril de 2014, dio un plazo de 12 meses a los organismos de inspección que han estado acreditados bajo disposiciones legales anteriores a la Resolución 90902, para que migren su acreditación a lo establecido en el nuevo Reglamento Técnico. Esto significa que para el 24 de abril de 2015 todos los organismos de inspección interesados en prestar el servicio deberán haber actualizado su acreditación ante el ONAC. Cabe mencionar que este reglamento mantuvo la posibilidad de que las compañías distribuidoras de gas realizaran directamente la certificación de las instalaciones de gas de sus usuarios, desde luego si éstos las seleccionaban como su proveedor del servicio de certificación.

Sin embargo, en el artículo 2° mencionó que los organismos de inspección están obligados a cumplir las disposiciones del reglamento sin perjuicio de lo dispuesto por el ONAC. Esta disposición plantea que al ONAC le correspondería definir o precisar, dentro de las reglas del Subsistema Nacional de la Calidad, la naturaleza de los organismos en lo que tiene que ver con su grado de independencia, imparcialidad e integridad.

Este tema se ha superado con la expedición del decreto 1471 del 5 de agosto de 2014 por el cual “se reorganizó el Subsistema Nacional de Calidad”, que estableció en su artículo 70, que la evaluación de la conformidad mediante prácticas de inspección deberá ser realizada por organismos de inspección de tercera parte o tipo A, según la NTC-ISO/IEC 17020 y los artículos 63, 64 y 65 en lo que respecta a la certificación de competencias de las personas bajo esquemas de la NTC-ISO/ IEC 17024 que realizan esta actividad para los Organismos de Inspección. Con esta disposición, todas las actividades de inspección que se realicen en Colombia en el campo regulado, es decir, por mandato de la reglamentación técnica, en adelante serán llevadas a cabo por organismos de inspección tipo A y con personal certificado.

Con los cambios introducidos entre 2012 y 2014 concluye un largo camino para poner a tono las actividades de inspección, verificación y certificación de las instalaciones para el suministro de gas combustible con los modelos internacionales que rigen la evaluación de la conformidad a través de la inspección contemplada en la norma NTC-ISO/IEC 17020.

Los organismos de inspección Para la inspección de instalaciones de gas, el recién adoptado reglamento y el decreto 1471 establecieron los requisitos generales que deben cumplir los organismos de inspección que se acrediten y la certificación de competencia de las personas para la prestación de dicho servicio. Tales requisitos tienen que ver con su acreditación como organismos de inspección tipo A bajo la norma ISO/IEC 17020 y la aplicación del “Procedimiento único de inspección en Colombia de ins-

23 talaciones para suministro de gas combustible destinadas a usos residenciales y comerciales”.

Lo que viene ahora en 2015 es la puesta a punto de todo el sistema, para lo cual habrá un hito importante a cargo del ONAC, dado que en el primer trimestre estará adoptando los “Criterios de especificación de acreditación para organismos de inspección de instalaciones de gas bajo la norma NTCISO/ IEC 17020”.

La adopción de tales criterios pasa en primer lugar por la aplicación de la versión 2012 de dicha norma y su alineación con las disposiciones de la CREG, el Reglamento Técnico del Ministerio de Minas y Energía y el nuevo marco regulatorio que rige las actividades de la evaluación de la conformidad en Colombia, adoptado por el MinCIT a través del decreto 1471.

Con tal propósito, el ONAC constituyó un Grupo Técnico Asesor, que tendrá a su cargo la revisión, discusión y ajuste de la propuesta base preparada por el ONAC, para que luego de un periodo de consulta pública, se de una revisión final por el Grupo Técnico Asesor y posteriormente su aprobación final por parte del ONAC. Una vez el ONAC promulgue el documento que fije los criterios específicos de acreditación, la actividad de inspección de instalaciones de gas tendrá un referente claro para la acreditación de todos los organismos de inspección que prestan este servicio.

El proceso de inspección

El reglamento contempla en su Anexo 2 el “procedimiento único de inspección en Colombia de instalaciones para suministro de gas combustible destinadas a usos residenciales y comerciales”, mediante el cual se debe comprobar la funcionalidad de la instalación y determinar su conformidad con los requisitos establecidos en el reglamento. Cabe mencionar que este procedimiento es en esencia el mismo que se venía aplicándose los últimos años.

El procedimiento es unificado porque el mismo es aplicable tanto a las instalaciones existentes como a las instalaciones nuevas. Entre los aspectos más relevantes del proceso de inspección se

dan prescripciones para las siguientes verificaciones: w Diseño de las Instalaciones (Memoria Técnica, planos, isométrico, etc.) w Construcción - Revisión Previa (NTC 2505 y demás normas citadas) w Hermeticidad de la instalación w Existencia y operatividad de las válvulas de corte w Trazado general de la instalación w Materiales utilizados en la construcción w Condiciones de ventilación Para cada uno de los anteriores ítems el procedimiento indica cuáles defectos se consideran críticos y cuáles no críticos.

Así mismo, el procedimiento contempla las disposiciones de actuación frente a esos defectos, señalando los plazos que aplican en cada caso para que los usuarios los subsanen.

Comentarios finales

Sin lugar a dudas, los cambios introducidos por la CREG y el Ministerio de Minas y Energía en el marco regulatorio para la actividad de la revisión periódica de las instalaciones de gas representan un avance importante en la precisión de los requerimientos de evaluación de la conformidad.

De esta manera se presenta una mejora que favorece a todos los interesados en este campo de las instalaciones de gas y particularmente a los organismos evaluadores de la conformidad, que contarán ahora con reglas de juego más claras para el desarrollo de sus actividades y podrán ampliar sus campos de acción.

Específicamente, en el campo de la inspectoría para las instalaciones de gas, los nuevos requisitos deberán redundar en la estandarización de los servicios ofrecidos por los organismos de inspección que están acreditados por el ONAC para la certificación de instalaciones para el suministro de gas.

En particular, se presentarán cambios importantes en la oferta de servicios de certificación de las instalaciones de gas, toda vez que la apertura que se ha dado seguramente favorecerá la creación de nuevos organismos. También es un hecho que varios organismos desapare-

cerán o deberán restructurarse, toda vez que el nuevo requerimiento de que deben ser organismos de inspección tipo A, les impedirá continuar ofreciendo sus servicios como hasta ahora. Queda claro, por supuesto, que las compañías distribuidoras de gas ya no podrán actuar más como organismos de inspección (Unidades Técnicas de Inspección) y que su papel a este respecto se circunscribirá a controlar que el usuario cuente con el certificado de conformidad de su instalación como condición indispensable para mantenerle el suministro del gas combustible.

Esta última disposición se da por un imperativo del Subsistema Nacional de Calidad y no exactamente porque lo hubiera definido así el Ministerio de Minas y Energía, dado que en el Reglamento Técnico se había contemplado la posibilidad que los organismos pudieran ser del tipo C, si bien había señalado también que los organismos de inspección debían cumplir las prescripciones del reglamento pero sin perjuicio de lo dispuesto por el ONAC, en cumplimiento de sus funciones.

Como quedó visto, fue el MinCIT el que al reorganizar el Subsistema Nacional de Calidad definió que las inspecciones en el campo regulado deben ser llevadas a cabo por organismos de inspección tipo A. Comienza, entonces, una nueva etapa en la actividad de inspección de las instalaciones internas de gas en Colombia, equiparándose esta actividad a los parámetros generales de la inspectoría que se venían dando ya en otros sectores como en el sector eléctrico, en el cual se definió que debía ser adelantada por organismos de tercera parte, por organismos de inspección tipo A. Situación similar se dio cuando entró en vigencia la inspección vehicular obligatoria, a comienzos de 2007, en la que también desde el comienzo se requirió que los centros de inspección vehicular (CDA) debían constituirse como organismos de inspección tipo A. *Exdirector Ejecutivo Asociación Colombiana de Gas (Acogas)

GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

24

GNL INTERNACIONAL

El mundo marino navega hacia el GNL Los países del mundo desarrollado navegan rápidamente hacia el uso del gas natural licuado (GNL) como el combustible que se impone en el transporte marítimo. Europa conduce el timón.

E

n el Mar del Norte, el programa TEN-T de la Unión Europea cofinanciará con más de 5 millones de euros la introducción del GNL como alternativa más ecológica y económica al ACPM. El proyecto también ayudará a cumplir con los requisitos europeos en cuanto a una menor polución del aire en los mares del Norte y Báltico. En tanto las regulaciones europeas exigen que el sector marítimo reduzca las emisiones de azufre hasta un 0,1% a partir de enero de 2015, una de las maneras de alcanzar el objetivo es utilizar combustibles más limpios como el GNL. La iniciativa es parte de un proyecto más amplio que busca promover el uso de GNL en el transporte marítimo del Mar del Norte. Se centrará en tres objetivos principales, incluyendo la instalación de equipos de pequeña escala para el bunkering de GNL en el puerto de Zeebrugge (Bélgica) que permita dividir grandes cantidades de GNL en más pequeñas para su posterior distribución en el Mar del Norte y la región del Canal de la Mancha.

Zeebrugge se convertirá en la primera terminal europea abierta al público para este tipo de operación.

El segundo objetivo apuntará al equipamiento de tres ferris atracados con ganchos de amarre de liberación rápida y automática, dos en el puerto de Portsmouth (Reino Unido) y uno en Caen/ Ouistreham (Francia).

En tercer lugar, se abordará la creación de una cadena logística de GNL óptima con el fin de entregar el combustible a

GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

puertos y barcos alejados de las principales terminales de importación de gas europeas y así fomentar un rápido crecimiento en el número de buques que utilicen GNL. El proyecto, que se espera termine a finales de 2015, fue seleccionado para ser financiado por la UE con la ayuda de expertos externos bajo la convocatoria Multi-Anual 2013 de TEN-T, con prioridad “Motorways of the Sea”. Su implementación será supervisada por INEA, la Agencia Ejecutiva de Innovación y Redes de la Comisión Europea.

Por su parte, el gobierno finlandés apoya con 28 millones de euros la creación de un terminal de GNL. El Ministerio de Empleo y Economía de Finlandia otorgó la subvención a Haminan Energía para la construcción de una terminal en el

puerto de Hamina Kotka, que comercializará GNL tanto al sector industrial como al de transporte marítimo y terrestre. Los subsidios cubrirán como máximo el 30% de los gastos aprobados del proyecto.

La planta Haminan Energía, que podría estar terminada en 2018, contará con un tanque de GNL con capacidad para 30.000 m3 y equipamiento relacionado con la recepción, descarga, almacenamiento y distribución de GNL. Se estima que unas 118 mil toneladas de gas pasen anualmente por la terminal.

“El ministerio ha entregado recientemente subvenciones a cuatro proyectos de GNL, lo que generará más de 300 millones de euros en inversiones en terminales. El objetivo es construir una red integral de terminales en la costa de Finlandia, que ofrecerán nuevas opciones de combustibles alternativos para el transporte marítimo y la industria”, dijo el ministro de Asuntos Económicos, Jan Vapaavuori.

La nueva terminal difiere de proyectos previamente subsidiados, ya que se encuentra en una red de gas existente.

25 Esto hará posible reemplazar el gas importado con el GNL y aumentar la competencia en el mercado mediante la creación de una alternativa para el gas que actualmente viene de Rusia.

En septiembre de 2014, el ministerio otorgó un total de 65,2 millones de euros a tres proyectos: a Manga LNG para construir una terminal en Tornio, a Skangass para construir una en Pori y a Aga para construir una en Rauma.

Grecia tampoco se queda atrás y recibe apoyo para convertir ferris a GNL. La compañía naviera griega ANEK Lines, junto con la autoridad regional del mar Egeo y otros asociados, consiguió la aprobación de la Unión Europea para participar en el programa “Archipelago-LNG” (o “Transporte Marítimo Sostenible con GNL entre la Grecia continental y las islas en los archipiélagos”) para el uso de GNL en aguas griegas.

El “Archipelago-LNG” ofrecerá apoyo de la UE para el desarrollo e implementación del GNL en el sector, en el marco de la iniciativa ΤΕΝ-Τ 2014. La UE financiará la mitad del presupuesto total del programa hasta el 31 de diciembre de 2015.

Además de ofrecer apoyo a ANEK Lines para la conversión de su flota de ferris a GNL, el programa también apunta a la generación de empleos en el sector de la construcción y reparación de buques de Grecia, la reducción de costos del transporte marítimo, el avance de la accesibilidad a las islas griegas y la obtención de beneficios a partir de la industria turística del país, así como la mejora de las condiciones ambientales para el Mar Egeo.

También en EE.UU.

En los Estados Unidos, Pivotal LNG, Inc., subsidiaria de AGL Resources Inc., y WesPac Midstream LLC firmaron un acuerdo a largo plazo para suministrar GNL a los dos nuevos portacontenedores de TOTE Inc. Para satisfacer la creciente demanda de este combustible en el sudeste del país, Pivotal LNG y WesPac construirán una planta de licuefacción en Jacksonville, Florida, que se espera entre en operación a mitad de 2016.

Los portacontenedores ‘Marlin-class’ de TOTE, los primeros de su tipo en el mundo, llegarán a la Florida entre finales de 2015 y principios de 2016 y operarán entre Jacksonville y Puerto Rico.

Ambos barcos, propulsados por motores dual fuel a GNL, superan ampliamente los requisitos de las regulaciones de aire limpio de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA).

David Smith, presidente de WesPac comentó que “con este acuerdo histórico, WesPac ya aseguró el terreno en Jacksonville para construir la primera planta de licuefacción en suministrar el combustible marino en América del Norte. Junto con nuestros socios Pivotal LNG y TOTE, hemos establecido con eficacia al GNL como el combustible del futuro para los buques del país”.

Motores Rolls-Royce a GNL superan las 20 millones de horas

L

a flota de motores marinos Bergen propulsados a GNL de RollsRoyce alcanzó un hito histórico al acumular más de 20 millones de horas de funcionamiento. Actualmente, se encuentran en servicio cerca de 42 motores marinos Bergen que operan a GNL y hay más en pedido.

El Bergen B35:40 Gas establece nuevos estándares en potencia y eficiencia en la clase 720-750 rpm con emisiones de NOx, CO2, SOx y partículas muy bajas, cumpliendo con las normas OMI Tier III. Es compacto y potente, con un bajo consumo de energía y una respuesta óptima a todas las cargas del motor. Puede funcionar como motor de propulsión único acoplado al engranaje usando gas.

Los turbocompresores con geometría de turbina variable (VTG) entregan un flujo de aire preciso, mientras que el encendido de estado sólido con tiempo y diagnóstico de cilindro individual asegura una eficiencia óptima. Clasificadas para propulsión mecánica, las versiones de cilindros L9, V12 y V16 están disponibles con potencias desde 3.780 kW a 7.000.kW. Los motores de Bergen son respaldados en todo el mundo por la red de servicio global de Rolls-Royce. Además, la empresa ofrece distintos paquetes de mantenimiento a medida, que incluyen módulos de intercambio de servicios. El objetivo es que las embarcaciones de sus clientes resulten rentables y se protejan sus inversiones.

Fuente: Rolls-Royce

El ferry más grande a GNL tendrá sistema de MacGregor

M

acGregor, parte de Cargotec, recibió un contrato del astillero alemán Flensburger Schiffbau-Gesellschaft (FSG) para suministrar el equipamiento para el acceso de carga al ferry RoRo a GNL que se construirá para el operador australiano Searoad. Con 181 metros de largo, será el ferry RoRo más grande con propulsión a gas y el primer buque de este tipo construido por FSG. “Las condiciones son muy duras en el Estrecho de Bass, lo que pone en la agenda la confiabilidad de nuestros equipos. Con los años, hemos mantenido una larga y exitosa relación con FSG y ganamos este contrato porque están contentos con la fiabilidad y el rendimiento de nuestras entregas anteriores”, dijo Göran Hugon, gerente de Ventas de Equipamiento de MacGregor.

FSG señaló que el barco contará con una capacidad de transporte de carga particularmente flexible y que será capaz de acomodar contenedores, incluyendo unidades de refrigeración, remolques, vehículos y cargas peligrosas, así como ganado.

MacGregor suministrará equipos RoRo hechos a medida que incluyen dos rampas/puertas de popa, una cubierta de rampa, una rampa de acceso y dos puertas piloto/bunker, junto con servicios de instalación.

La entrega del equipamiento está prevista para finales de 2015.

Fuente: Cargotec

GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

26

BUNKERING

Shell ordena buque de bunkering para el puerto de Rotterdam El gigante petrolero holandés contrató a STX Offshore & Shipbuilding para la construcción de un buque de bunkering de GNL para servir a otros barcos propulsados por gas natural líquido.

E

l navío pedido tendrá su base en el puerto de Rotterdam, donde hará uso de la terminal de carga de GNL y espigón que serán instalados por Gate. A su vez, el buque de bunkering será impulsado a GNL, tendrá capacidad de llevar 6.500 m3 de gas natural líquido y contará con un sistema de transferencia que le permitirá utilizar terminales de

L

GNL tanto grandes como pequeñas.

“Este buque dedicado al abastecimiento de GNL es una buena noticia. Los clientes potenciales quieren garantías de que su suministro de GNL sea confiable y entregado de forma segura.

La inversión de Shell en este navío y también el compromiso de comprar capacidad en la terminal Gate subrayan nuestra confianza en el incremento de la cuota del GNL entre los combustibles”, dijo Martin Wetselaar, vicepresidente ejecutivo de Shell Gas Integrado.

“Como STX Offshore & Shipbuilding construirá el primer buque de bunkering de GNL para el gigante del petróleo Shell, este proyecto será el punto de apoyo para convertirnos en líderes del mercado global en el futuro”, comentó un representante de STX.

Skangass gana su primer contrato de bunkering de GNL

a empresa noruega Skangass, del Grupo Gasum, y North European Oil Trade (NEOT) acordaron el suministro de gas natural líquido a los barcos alquilados de NEOT que entrarán en operación en 2016. El contrato es válido para la provisión del combustible en la región de Lysekil-GotemburgoSkaw y es también uno de los primeros de bunkering de GNL buque a buque que se firmaron en Europa.

“Estamos muy contentos con haber sido elegidos para servir con GNL a los nuevos navíos de NEOT. El gas natural líquido tiene un potencial fantástico como combustible para barcos y estamos decididos a seguir desarrollando infraestruc-

GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

tura para el mercado de una manera atractiva. Una solución de suministro buque a buque es el desarrollo lógico de bunkering de GNL”, dijo Tor Morten Osmundsen, CEO de Skangass.

Actualmente, Skangass ofrece GNL a clientes del sector marítimo mediante la modalidad camión a barco, terminales a barco y barco a barco, cualquiera sea la mejor forma y la más rápida para el propietario del navío.

El acuerdo con NEOT confirma el esfuerzo de poner el GNL a disposición del mercado marino y la creciente demanda del combustible.

“Creemos que la tecnología de GNL nos ayudará a garantizar la continuidad de las operaciones en la región del Mar Báltico mediante el

cumplimiento de los requisitos del Área de Control de Emisiones de Azufre (SECA), en vigencia a partir del 1 de enero de 2015. Skangass ha mostrado una gran disposición para garantizar el suministro de GNL a los dos nuevos buques alquilados y estamos convencidos de que esto va a funcionar rápida-

mente”, comentó Satu Mattila, gerente de NEOT. Esta organización también tiene la oportunidad de realizar el bunkering de sus buques en la terminal de GNL que Skangass actualmente tiene en construcción en Pori, Finlandia, una vez que hayan finalizado sus obras, en 2016.

27

GAS Energy I Febrero-Marzo 2015

28

GAS Energy I Febrero-Marzo 2015