Día: 24 de octubre de 2024

“La administración sigue trabajando en la implementación de medidas concretas para impulsar una minería sostenible y respetuosa de los derechos de las comunidades mineras”, dice el Ejecutivo en un comunicado.

Y aseguró que se ha avanzado de manera significativa en los procesos de reconocimiento de la de la minería artesanal, la formalización de la pequeña minería y la regularización de la mediana minería, con un enfoque integral que busca reconocer las prácticas mineras tradicionales y mejorar las condiciones de los mineros en el país.

Entre las medidas adoptadas se destacan:

• Formalización minera: En 2024, se han suscrito contratos de concesión y subcontratos en el marco de programas de formalización de la pequeña minería anteriores a la Ley 2250 de 2022. Según el Gobierno, beneficiando a cientos de pequeños mineros a través de la flexibilización de requisitos financieros y técnicos.
• Herramientas jurídicas: Se han emitido resoluciones -como la Resolución 40005 de enero de 2024- que establece la ruta de formalización de la pequeña minería y la regularización de la mediana minería, y la Resolución ANM 696 de octubre de 2024, que flexibiliza la capacidad económica y los requisitos financieros para la pequeña minería, entre otras medidas que buscan eliminar barreras para los mineros informales.
• Atención territorial: La Agencia Nacional de Minería (ANM) ha fortalecido la presencia en las regiones, con puntos de atención locales en áreas críticas como el Bajo Cauca Antioqueño, acompañando a los mineros en el proceso de formalización y comercialización justa de los minerales.

Además, se expuso que se ha impulsado el proyecto de ley de Ecominerales y la Nueva Ley Minera, que “buscan soluciones estructurales para garantizar el desarrollo sostenible del sector y mejorar la calidad de vida de las comunidades mineras”.

Entre tanto, el Ministerio de Minas y Energía, junto con otras carteras del Gobierno, invitó a los representantes del sector minero a “designar sus voceros y continuar las conversaciones para atender las preocupaciones y demandas sociales”.

Al respecto, el ministro de Minas y Energía de Colombia, Andrés Camacho, indicó “saludamos las propuestas presentadas y reiteramos nuestra voluntad de diálogo, siempre dentro del respeto a la Ley”.

Y se reiteró que cualquier manifestación debe desarrollarse de manera pacífica y en el marco del respeto por el orden legal. “La administración sigue trabajando en soluciones que fortalezcan la minería legal y contribuyan al bienestar y la paz en las regiones”.

Lo anterior debido a fallas detectadas en la subestación SE01, con el propósito de evitar situaciones como la ocurrida el 16 de agosto de 2024.

Al respecto, Ecopetrol confirmó que los trabajos -que se realizarán entre octubre de 2024 y agosto de 2025- conllevan riesgos que podrían ocasionar afectaciones en la operación de la refinería.

De esta manera, la petrolera aseguró que se han adoptado todas las medidas necesarias durante las etapas de planeación, alistamiento, ejecución, atención y cierre, que permitan el desarrollo exitoso del plan.

“Ecopetrol mantiene activos los mecanismos para asegurar los inventarios de productos y el cumplimiento en la entrega de los combustibles, de acuerdo con los compromisos previamente adquiridos con los clientes”, manifestó la compañía.

En agosto de este año, tras el incidente eléctrico en la Refinería de Cartagena, el presidente de Ecopetrol Ricardo Roa señaló que dicho episodio sí correspondió a un daño estructural, pues es la segunda falla que la empresa detecta en el diseño de la subestación eléctrica.

“Impide y hace muy difícil, ante una falla de estas, encontrarla y reparar”, destacó en su momento Roa a Noticias Caracol.

Y precisó que es necesario que Ecopetrol trabaje en un nuevo diseño de la subestación eléctrica. “Seguramente, para evitar esta falta de confiabilidad en el sistema y la refinería”.

“La única es que se firme el decreto -por parte del presidente Gustavo Petro- que habilita la comercialización de gas importado para la demanda de hogares, comercio, vehículos e industrias”, indicó Murgas.Esa habilitación permitiría llenar los faltantes de gas natural en Colombia -que se materializan el próximo 1 de diciembre (que es cuando se vencen los contratos)- con gas en firme importado.

“Pero hasta tanto no se le dé vía a esa posibilidad, ni siquiera vamos a poder cubrir los faltantes”, manifestó la presidente de Naturgas.

La líder gremial insistió en que, el 1 de diciembre de este año, se vencen los contratos de compraventa de gas natural en Colombia que se suscribieron desde hace tres años. Con ello, nace la necesidad de comprar nuevas cantidades del energético.

“Sin embargo, dentro del periodo de comercialización de gas -que inició el 29 de agosto y que terminó el 18 de octubre de 2024- no conocemos que se haya ofertado ni una sola molécula para 2025 y 2026, tampoco para los años siguientes”, señaló Murgas.

Por lo cual, a partir de dicha fecha, hay un déficit de gas en firme que equivalen al 12 % del total de la demanda nacional en 2025 y del 30 % para 2026.

La única opción para que el gas natural en Colombia sea suficiente para 2025

Hace unos meses (17 de mayo de 2024), el Ministerio de Minas y Energía sacó para comentarios un proyecto de decreto que adopta medidas de política pública orientadas a viabilizar las fuentes costa afuera y la importación de gas natural en Colombia.

Este decreto es que el describe Luz Stella Murgas como determinante para hacerle frente a la crisis por faltantes del energético.

En dicha normativa -en su artículo 4- se expresa que los agentes importadores de gas declararán al Ministerio de Minas y Energía -o a quien corresponda- sus Cantidades Importadas de Gas Natural Disponibles para la Venta (CIDV), y la entidad será la encargada de publicarla.

“Tal declaración deberá presentarse desagregada semanalmente, a más tardar, el 31 de marzo de cada año o cuando así lo señale el Ministerio, para un período de diez años contados a partir de la fecha en el cual se elabora”, indica el borrador de decreto.

Adicionalmente, esta declaración podrá ser actualizada semanalmente, en cualquier momento del año.

En el caso de que un agente importador no cuente con Cantidades Importadas de Gas Natural Disponibles para la Venta (CIDV), así deberá declararlo, motivando y documentando suficientemente esta condición.

Entre tanto, en el artículo 5 se señala que la comercialización, total o parcial, de la Producción Total Disponible para la Venta (PTDV) y las Cantidades Importadas de Gas Natural Disponibles para la Venta (CIDV) se deberá realizar siguiendo los mecanismos y procedimientos de comercialización que establecerá la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) según los lineamientos del borrador de decreto.

Hay que decir que la PTDV y las CIDV deberán estar declaradas conforme a lo previsto en el artículo 2.2.2.2.22. del Decreto 1073 de 2025 para la atención de la demanda de gas natural para consumo interno:

“Todos los productores, los productores-comercializadores de gas natural y los comercializadores de gas importado obligados a declarar conforme a lo previsto en el presente Decreto, deberán actualizar su declaración exponiendo y documentando las razones que la justifican, por variación en la información disponible al momento de la declaración y/o inmediatamente se surta un procedimiento de comercialización, conforme a lo previsto en este Decreto”.

En el caso de la comercialización proveniente de campos costa afuera -previo a su declaración de comercialidad- y de gas de natural importado se deberán, además, tener en cuenta los siguientes lineamientos:

1. El mecanismo de comercialización será libre
2. La comercialización podrá realizarse en cualquier momento del año
3. El precio será libre y de común acuerdo entre los agentes
4. Los agentes podrán iniciar y finalizar el contrato en cualquier momento del año
5. Todos los contratos deberán sujetarse a la duración y condiciones mínimas contractuales previstas en la regulación

Además, la CREG realizará los ajustes necesarios en la regulación vigente para aplicar lo dispuesto en este artículo.

Gas natural en Colombia: ¿cuánto habría disponible si de firma ese decreto?

Si de da el escenario para que, en definitiva, el gas adicional que entra por importación a Colombia -por medio de la planta de regasificación SPEC LNG- se estaría hablando de una cantidad cercana a los 50 millones de pies cúbicos por día.

“No se puede un poquito más porque la infraestructura de SPEC no nos permite hoy traer más de 450 millones de pies cúbicos por día y ya los térmicos tienen contratados 400 del total, que deben estar disponibles para el respaldo de la generación de energía eléctrica. Como no tenemos conficiones de hidrología normales, pese a la finalización del Fenómeno de El Niño, ellos deben sí o sí contar con ese gas -más aún que empieza el verano eléctrico el 1 de diciembre-”, señaló Luz Stella Murgas.

Añadió que “los 50 millones de pies cúbicos por día restantes -de la capacidad de regasificación de la planta de importación- son los que podrían cubrir este déficit”.

Vale mencionar que este decreto se lanzó a consulta el 17 de mayo de este año; posteriormente, se hizo una socialización con los comentarios recogidos -por parte del Ministerio como de la industria que envió sus apreciaciones-.

Ahora, el balón está en la cancha de la Presidencia de la República y el presidente Gustavo Petro. “De ahí que urge que el presidente pueda habilitar esta opción para evitar racionamientos mayores en el futuro”, concluyó la presidente de Naturgas.

La ministra de Transporte, María Constanza García, confirmó que ya inició la ruta para cofinanciar este nuevo corredor férreo para pasajeros.

Para esto, la Gobernación del Valle del Cauca y las alcaldías de Cali y Jamundí radicaron ante el Ministerio de Transporte la solicitud para recibir recursos de la Nación y así sacar adelante el primer tramo del tren.

Este conectará los municipios de Cali y Jamundí, y a futuro también podría tener líneas adicionales hacia al norte de la capital valluna, incluyendo un ramal hacia el aeropuerto Alfonso Bonilla Aragón, que está en Palmira.

“Este es un proyecto muy importante para el desarrollo de la región, que también ha sido priorizado por el Gobierno, por nuestro presidente, en el Plan Nacional de Desarrollo y es precisamente la fase 1 del Tren de Cercanías del Valle del Cauca”, dijo la titular de la cartera.

Y anotó: “Recibimos la radicación de los documentos a nivel de factibilidad que nos permite avanzar y eso también es uno de los acuerdos que hicimos hoy, hacer un trabajo coordinado entre el Gobierno Nacional, departamental y los gobiernos municipales para lograr la aprobación”.

Detalles del megaproyecto del Tren de Cercanías del Valle

De acuerdo con la estructuración inicialmente hecha, esta iniciativa tiene una inversión estimada de $10,5 billones, pero la cifra podría aumentar ya que no incluye los gastos necesarios para cubrir la operación y el mantenimiento del corredor.

Adicionalmente, una segunda y tercera fase le apuntaría a llegar hasta Yumbo y Palmira, donde sí se podría unir con la terminal aérea. Eso sí, este plan es a más largo plazo y requerirá de inversiones adicionales.

Por lo pronto, el megaproyecto del Tren de Cercanías del Valle del Cauca irá de Jamundí y Cali, y contará con un recorrido de 23 kilómetros.

Adicionalmente, según ha dicho la gobernadora Dilian Francisca Toro, la idea es que este tenga una conexión con 21 estaciones del MIO (sistema de transporte masivo de buses) y llegue a la Terminal de Transportes.

Con esto, el tramo priorizado podría movilizar a 51,8 millones de pasajeros por año, por medio de un corredor a nivel por el que pasarían decenas de trenes de los 18 que tendrá inicialmente. Eso sí, se prevé que a mediano plazo, estas cifras aumenten hasta 35 y 40 unidades, a medida que va creciendo la demanda.

De igual manera, permitirá disminuir en 33 % los tiempos de viaje, contribuirá a la reducción de siniestros, menos emisiones de CO2, al tiempo que creará entre 1.200 y 1.500 puestos de trabajo directos y beneficiará a más de un millón de personas con su puesta en marcha.

El megaproyecto del Tren de Cercanías del Valle podrá ser una realidad una vez se le dé aval fiscal del Gobierno, se tramite su respectivo Conpes y se aprueben vigencias futuras para garantizar los pagos a quien sea el contratista ganador en una eventual contratación.

Si todo lo anterior se da, las partes podrán suscribir el convenio de cofinanciación, lo cual el Gobierno espera lograr para mayo o junio de 2025, y así abrir el proceso licitatorio de un un nuevo tren de pasajeros en Colombia.

De esta forma, los siguientes grupos quedan habilitados para continuar en el proceso de licitación:

• APCA 3: Bogotá Metro 2, conformada por China Railway Construction Corporation International Investment Co. Ltd. (75%) y China Railway Construction Electrification Bureau Group Co. Ltd. (25%).

• APCA 4: Unión L2 Bogotá Metro Rail conformada por Sacyr Concesiones Colombia Participadas II SAS (40%), CAF Investment Projects S.A. (20%) y Acciona Concesiones S.L. (40%).

Las poderosas empresas descalificadas

De cuatro precalificados inicialmente, dos fueron descalificados del proceso. Se trata de los grupos conformados por las empresas: China Harbour Engineering Company Limited y Xi’an Rail Transportation Group Company Limited.

Además, fueron descalificadas las multinacionales Mota Engil de Portugar y CRRC Co Limited, proveniente de Hong Kong.

“Los intergremiales del Caribe, como representantes del sector privado de la región, nos permitimos manifestarle los siguientes comentarios sobre el proyecto de resolución de declaratoria de un racionamiento de gas natural de 84,6 GBTUD los días 31 de octubre, y 1, 2, 3 y 4 de noviembre de 2024 con el fin de garantizar la atención del servicio público domiciliario de energía eléctrica en la región por medio de las plantas térmicas que utilizan gas natural, según los requerimientos que determine el Centro Nacional de Despacho (CND)”, dice el inicio de la carta.

En el documento, el Comité Intergremial del Atlántico, el Comité Intergremial del Magdalena, el Consejo Gremial de Bolívar, el Comité Intergremial de Córdoba, el Comité Intergremial del Departamento del Cesar y el Comité Intergremial Sucre hacen cuatro peticiones al Gobierno Petro tras el racionamiento de gas.

En primer lugar, dice la misiva “la coyuntura que da lugar al anunciado racionamiento de gas natural obedece a la confluencia de tres factores asociados al funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional”, resaltan los cuales son:

• Primero, la caída del nivel de los embalses de las hidroeléctricas, que se encuentra actualmente en un 53,53 %, el registro más bajo según los datos históricos para esta época de cada año. Esta situación obedece a la caída del 40 % de los aportes hidrológicos comparados con el promedio histórico, debido al bajo y lento desarrollo del fenómeno de La Niña.
• Segundo, la necesidad de que las termoeléctricas de la región Caribe operen a plena capacidad con el fin de generar la energía que se requiere para atender la demanda nacional y evitar con ello un racionamiento ante la disminución de la capacidad de las hidroeléctricas.
• Tercero, las limitaciones de suministro de gas importado debido al mantenimiento programado de la planta de regasificación SPEC en Cartagena, que abastece a las térmicas del Caribe que utilizan dicho combustible para generar energía.

En segundo lugar, la carta asegura que “en los considerandos del proyecto de resolución se advierte sobre “una afectación en la generación de energía eléctrica que podría tener una magnitud de entre el 5 % y el 12 % de la demanda del país ubicado en la costa Caribe, y en la memoria justificativa se estima que dicha afectación sería de 46.700 MWh”.

Para los comités intergremiales esta observación los inquieta porque podría dar lugar a que para evitar dicha situación el racionamiento de gas natural se concentre en la región Caribe desconociendo que la coyuntura que obliga a tomar tal decisión es nacional.

“De hecho, en esa memoria justificativa sí se señala que: ‘se requiere implementar un racionamiento programado de gas natural en la costa caribe del país a partir del día 31 de octubre y hasta el día 4 de noviembre de 2024 o cuando finalice el mantenimiento de la planta de la Sociedad Portuaria El Cayao’”, destacaron.

En tercer lugar, dado lo anterior, las organizaciones solicitaron que el racionamiento de gas natural programado para los días 31 de octubre, 1, 2, 3 y 4 de noviembre de 2024 se aplique en todo el país y no exclusivamente en la región Caribe.

“Si se estima que dicho racionamiento sería de entre 20 y 30 millones de pies cúbicos por día, aplicarlo solo en el Caribe implicaría reducir entre un 30 % y 40 % el abastecimiento de este insumo en esta región, mientras que, si se hace en todo el territorio nacional, la afectación a nivel país solo sería de entre el 5 % y el 7 %”, precisaron.

En cuarto lugar, los intergremiales solicitaron que, para minimizar el impacto de dicho racionamiento de gas y evitar el de energía eléctrica, se utilice parte del gas que tienen disponible las termoeléctricas del interior del país para abastecer a las plantas térmicas del Caribe.

Así como que se explore la posibilidad de traer gas del interior al norte del país, para lo cual, aseguran, no existen restricciones físicas.