Seguridad Energética para el Desarrollo Productivo

Exploración y Producción de Hidrocarburos

B.

El Gobierno nacional desarrollará una política para que, utilizando herramientas innovadoras, se garantice la seguridad energética para el desarrollo del país, con un suministro eficiente de energéticos a corto, mediano y largo plazo, de manera responsable con el medio ambiente y las comunidades, que contribuya a la competitividad del país y a la calidad de vida de los ciudadanos.

Temas del Artículo

El Gobierno promoverá la inversión privada en el sector minero-energético y sus encadenamientos productivos como un mecanismo para generar precios competitivos e impulsar el crecimiento económico, crear empleos formales y de calidad, además de generar recursos para el desarrollo de proyectos sociales, ambientales, productivos y de infraestructura en los territorios.

Esta política debe ayudar a construir una matriz energética sostenible, diversificada con energéticos complementarios y resiliente al cambio climático, que además logre el cumplimiento de los compromisos nacionales e internacionales en materia energética (Documento CONPES 3943, ODS, COP21, OCDE, entre otros).

1. Diagnóstico

El sector petrolero ha tenido una recuperación moderada después del colapso de los precios del crudo en 2014/15, y en 2017 logró una producción de 854 (KBPD).

La relación reservas/producción de petróleo del país se encuentra en 5,7 años, y aunque el Gobierno nacional adoptó estrategias destinadas a mantener la inversión en el sector y mitigar el impacto de la caída de los precios del crudo sobre la renta petrolera, los resultados en términos de incrementos de reservas, montos de inversión, número de pozos exploratorios y adquisición de sísmica no han sido los esperados (gráficas IX-4 y IX- 5).

Producción anual y relación reservas/producción de petróleo

Pozos exploratorios perforados y sísmica equivalente 2D

El Gobierno, en cabeza de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), se enfocó en promocionar, entre otros aspectos, las áreas costa afuera, lo que dio como resultado la adjudicación de 14 bloques en el área Caribe, y la perforación de nueve pozos exploratorios (gráfica IX-6), con hallazgos reportados a la fecha en cuatro pozos con prospectividad de gas (Kronos y Orca, en 2015, y Gorgon y Purple Angel, en 2017), sobre los cuales se estima un potencial de 3,0 TPC.

Hidrocarburos e inversión en exploración

Preservar la autosuficiencia de hidrocarburos

El reto del Gobierno nacional es incrementar las reservas para preservar la autosuficiencia de hidrocarburos en el mediano y largo plazo.

En este sentido, adicional al incremento de los factores de recobro en campos de producción, existen dos grandes oportunidades: (1) proyectos costa afuera y (2) yacimientos no convencionales (YNC). Respecto a los primeros, el Gobierno tiene la tarea pendiente de desarrollar un marco regulatorio para la etapa de desarrollo y producción.

Sobre los segundos, es necesario adelantar un diálogo nacional con la participación de expertos de alto nivel, y realizar investigaciones y exploraciones piloto, con el fin de identificar los principales riesgos asociados con el desarrollo de estos recursos y determinar si la regulación e institucionalidad actuales pueden garantizar su explotación de una manera responsable con el medio ambiente y las comunidades; en la línea “Desarrollo minero-energético con responsabilidad ambiental y social” se complementa este aspecto.

En lo concerniente a combustibles líquidos, en el último cuatrienio se presentó una producción promedio cercana a los 4.000 millones de galones anuales; se destaca que actualmente se cuenta con la producción de derivados de la Refinería de Cartagena, la cual ha presentado cargas de 160 KBPD.

El Gobierno, en cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS), aprobó el CONPES 3943 de 2018 de mejoramiento de la calidad del aire, en el que se plantean acciones enfocadas en el aseguramiento de la cadena y la calidad de los combustibles hasta alcanzar niveles Euro VI en diésel y Euro 6 en gasolina. Actualmente, a escala nacional se distribuyen combustibles diésel Euro IV (con máximo 50 ppm de azufre) y gasolina Euro 2 (con máximo 300 ppm de azufre).

Buena parte de los combustibles que se consumen

En el país corresponden a mezclas entre combustibles de origen fósil y biocombustibles (aproximadamente 10 % para gasolina corriente motor y 10 % para ACPM)15. Durante el último cuatrienio, la producción aumentó 16 % para el etanol y 9 % para biodiésel, y registró producciones de 1.664.000.000 de litros y 1.950 toneladas16, respectivamente. En el 2017, el país demandó 399.933.000 de litros de etanol y 459,77 toneladas de biodiésel.

Durante 2015 se llevó a cabo la evaluación de resultados de la política de promoción de la producción sostenible de biocombustibles en Colombia establecida en el documento CONPES 3510 de 2008, mediante la cual se concluyó que se han alcanzado algunos resultados con la política, pero se identificó la necesidad de seguir avanzando en objetivos como la búsqueda de nuevos mercados, la diferenciación del producto en el exterior, la reducción de los costos de producción y la revisión de la regulación de los precios.

En cuanto a la producción de gas, se registraron cifras de 1.559 GPC (gigapiés cúbicos, unidad de medida de volumen de gas) durante el último cuatrienio, y se tienen reservas probadas de 3,8 TPC (terapiés cúbicos, unidad de medida de volumen de gas), equivalentes a 11,7 años en la relación reservas/producción17 (gráfica IX-7). Por su parte, la producción de gas licuado de petróleo (GLP) en el 2017 estuvo en 44,6 millones kg/mes.

Producción anual y relación reservas/producción de gas natural

Dada la tendencia decreciente de las reservas nacionales de gas combustible

Durante 2017 el Ministerio de Minas y Energía (MinEnergía) adoptó el Plan Transitorio de Abastecimiento de Gas Natural, con el fin de poder aumentar la confiabilidad y seguridad de abastecimiento del sistema frente a un posible déficit de gas a partir del 2023 para atender la demanda nacional estimada.

Este plan incluye la construcción de una planta de regasificación en el Pacífico, con una capacidad de regasificación de 400 MPCD, un gasoducto de capacidad similar que conectaría esta fuente de importación localizada en Buenaventura con el interior del país, proyectos en la red de transporte, ampliación de la capacidad por compresión, y la bidireccionalidad en algunos tramos de la red troncal de gasoductos tanto en la costa como en el interior del país.

En lo referente a energía eléctrica, a diciembre de 2018 la capacidad instalada para generación en Colombia fue de 17.307 MW, de los cuales 11.831 fueron hidráulicos (68%), 5.303 térmicos (31 %) y 173 recursos con FNCER (1 %)18.

La capacidad total de embalsamiento no es multianual, con posibilidades de riesgo ante la variabilidad climática en fenómenos de El Niño y de La Niña. Como se observa, existe una baja diversificación de la matriz, baja penetración de FNCER y baja resiliencia a las épocas de sequía que ponen en riesgo la confiabilidad del sistema y provocan mayor volatilidad de los precios.

2. Objetivos y estrategias

Con el fin de garantizar la seguridad energética del país de manera social y ambientalmente amigable, se establecieron los siguientes objetivos:

  • 1) promover las nuevas tendencias energéticas: se aprovecharán nuevos recursos que complementen, diversifiquen y hagan más resiliente la matriz energética, de tal manera que se reduzca la vulnerabilidad por eventos macroclimáticos, se incremente la seguridad de suministro, la confiabilidad y se reduzca la huella de carbono;
  • 2) consolidar la cadena energética: se fomentará la competencia en la generación y en la comercialización, para que, a partir de una matriz energética diversificada, complementaria y resiliente se satisfaga la demanda en cantidad, calidad, oportunidad y precios eficientes, y se incentive a su vez el desarrollo económico y social del país; y
  • 3) aprovechar los mercados energéticos internacionales: se implementarán las condiciones normativas, regulatorias y de infraestructura de intercambio energético internacional para aprovechar más efectivamente los mercados energéticos globales.

a. Objetivo 1. Promover las nuevas tendencias energéticas

1) Planeación energética diversificada

La planeación de este sector se hará con una visión de portafolio energético diversificado, de manera articulada con lo establecido en el Pacto por la Sostenibilidad, que reduzca los riesgos de suministro19, para lo cual la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) publicará el Plan Energético Nacional (PEN), a más tardar en el 2019, y lo actualizará por lo menos cada dos años.

El PEN deberá plantear diferentes hipótesis para evolución de oferta y demanda, de tal manera que, por medio de la simulación de diferentes escenarios de evolución conjunta, se obtenga como resultado posibles estados futuros de disponibilidad, que le permitan al MinEnergía tomar las medidas que garanticen el abastecimiento confiable y sostenible de todos los energéticos del país.

Para lo anterior se deberán tener en cuenta señales de precio, así como la incorporación, en el mediano y largo plazo, de las variaciones en la demanda por los cambios tecnológicos que se impondrán; entre estos, la electrificación del parque automotriz, la autogeneración que considere la masificación de las energías renovables no convencionales, la gestión eficiente de la energía, la digitalización de varios sectores de la economía nacional y el cumplimiento de políticas ambientales.

2) Viabilidad de nuevas fuentes de hidrocarburos

El MinEnergía estudiará la viabilidad de la exploración y producción de yacimientos no convencionales. Para ello, conformará una comisión de expertos independiente y multidisciplinaria que evaluará y le dará recomendaciones.

Adicionalmente, la ANH adelantará estudios liderados por expertos independientes, para actualizar, profundizar y complementar el conocimiento técnico de la exploración y producción de estos recursos, así como los impactos ambientales y sociales asociados con el desarrollo de esta actividad.

Así mismo, se evaluará la ejecución de planes piloto para obtener mayor información técnica sobre el desarrollo de estos recursos20, incluyendo impactos sobre acuíferos subterráneos. A partir de los resultados de los distintos estudios, se mejorará, de ser necesario, la institucionalidad, el marco contractual y la normatividad (Pacto por la Sostenibilidad), que deberá cumplirse y fiscalizarse para la exploración y producción de estos hidrocarburos.

Así mismo, la ANH establecerá las zonas para la exploración y producción de los yacimientos no convencionales y el MinEnergía y el MinAmbiente actualizarán, de ser necesario, la regulación técnica y ambiental específica para su exploración y producción.

Adicionalmente, el MinAmbiente expedirá los términos de referencia para el estudio de impacto ambiental referente a la explotación de estos yacimientos.

Simultáneamente, bajo el nuevo modelo de relacionamiento del sector minero-energético, la ANH implementará campañas de comunicación, mediante las cuales se brindará información a las diferentes instancias de decisión y grupos de interés para adelantar su aprovechamiento. El fortalecimiento del conocimiento de los funcionarios en las entidades con responsabilidades en la reglamentación y fiscalización de la actividad será una prioridad del Gobierno nacional.

Para el desarrollo de la actividad asociada con los hidrocarburos costa afuera (Pacto Región Océanos)

El MinEnergía expedirá la regulación técnica para las actividades de producción, desmantelamiento y abandono de la infraestructura, el MinTrabajo expedirá la regulación referente a salud, seguridad industrial y laboral para este tipo de operaciones, e igualmente el MinTransporte revisará la necesidad de ajustar o expedir regulación específica para la adecuación y operación de los puertos dedicados a la atención de servicios petroleros, con el fin de optimizar la eficiencia de las operaciones.

El MinDefensa por medio de la Armada Nacional buscará los medios necesarios para ejercer el control y protección de las actividades costa afuera y la Dirección General Marítima (DIMAR) fortalecerá su ejercicio como autoridad marítima de acuerdo con sus competencias y funciones.

Por último, las entidades involucradas adoptarán e implementarán el Plan Nacional de Contingencia frente a derrames de hidrocarburos y otras sustancias peligrosas, adicionalmente en conjunto con el MinHacienda y el DNP establecerán mecanismos de financiación para su operación.

Desde el MinAmbiente se expedirán los términos de referencia para la elaboración de estudios de impacto ambiental requeridos en el proceso de licenciamiento ambiental para proyectos de exploración y producción de hidrocarburos costa afuera conforme con las mejores prácticas internacionales, emitirá el Manual de compensación de ecosistemas marino-costeros, el Programa de Exploración Sísmica Marina y demás mecanismos e instrumentos que requiera para garantizar que la operación hidrocarburífera costa afuera garantice los mejores estándares ambientales. Paralelamente la ANH creará mecanismos para fortalecer la fiscalización de dichas actividades.

3) Estudiar nuevas alternativas de fuentes energéticas         

El MinEnergía promoverá la participación de diferentes energéticos como gas natural, gas natural licuado (GNL), GLP, biogás, biomasa, renovables no convencionales, biocombustibles, geotermia, entre otros, con el fin de sustituir la dependencia de energéticos actuales más contaminantes e incentivar un mercado competitivo y sostenible con el medio ambiente (Pacto por la Sostenibilidad).

4) Consolidación de la entrada de las FNCER

El MinEnergía, la UPME y la CREG desarrollarán las acciones necesarias para llevar a cabo las subastas de contratación de largo plazo que facilitarán la incorporación de FNCER al Sistema Interconectado Nacional (SIN). Así mismo, adelantarán las acciones necesarias para consolidar la infraestructura de transmisión eléctrica y el marco regulatorio que promuevan y viabilicen la entrada de las FNCER en la matriz energética colombiana (Pacto por la Sostenibilidad).

Se promoverá el desarrollo de la segunda etapa de la interconexión eléctrica de renovables desde la península de La Guajira hacia el resto del país y el desarrollo de tecnologías que faciliten su inserción en la matriz energética colombiana.

Como apoyo al crecimiento de las regiones, su competitividad y el desarrollo sostenible con la participación de FNCER, el MinEnergía promoverá la asignación de transferencias por generación de energía a partir de FNCER a las regiones donde dichos proyectos se realicen.

Adicionalmente, el IDEAM y la UPME desarrollarán mecanismos

Para la medición y predicción del comportamiento de las variables meteorológicas, la UPME y la Agencia Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) crearán una ventanilla única que consolide los trámites exigidos a los interesados en desarrollar proyectos de FNCER y de gestión eficiente de la energía para acceder a beneficios, que incluya los tributarios.

Así mismo, se revisarán los incentivos de la Ley 1715 de 2014 para asegurar su efectividad21 y también se facilitará la gestión de los trámites ambientales respectivos, con el fin de reducir los tiempos y costos de transacción.

Finalmente, el MinEnergía ajustará la reglamentación técnica y la CREG la regulación para facilitar la conexión de proyectos y entrega de energía de las FNCER, al modificar los códigos de redes, los reglamentos de operación del mercado y el reglamento técnico de instalaciones eléctricas. El MinEnergía promoverá mecanismos de apoyo financiero y mejora crediticia para los proyectos de FNCER.

5) Definición de un marco regulatorio para los proyectos geotérmicos

El Servicio Geológico Colombiano (SGC) adelantará investigaciones para caracterizar las áreas geotérmicas del país e implementará la metodología para estimar el potencial geotérmico.

Por su parte, la UPME adelantará estudios sobre el desarrollo integral y estrategias de política alrededor del aprovechamiento geotérmico. El MinEnergía establecerá la política de asignación de áreas, los instrumentos contractuales para desarrollar las actividades de exploración y explotación del recurso y la entidad encargada de administrarlo.

Así mismo, se conformarán mesas de trabajo con el MinAmbiente, la ANLA, la CREG y el SGC para lograr establecer el marco regulatorio que permita el uso adecuado de este recurso en el país, bajo el cumplimiento estricto de la Ley 1930 de 2018, correspondiente a la conservación de los páramos como ecosistemas estratégicos del país (Pacto por la Sostenibilidad).

6) Aprovechamiento de bioenergía

La UPME actualizará el atlas de biomasa y en conjunto con el MinEnergía, desarrollará herramientas e instrumentos que permitan viabilizar los proyectos de generación de energía a partir de biomasa, para así contribuir en la complementación de los combustibles fósiles y/o incrementar la cobertura del servicio público de energía eléctrica y gas combustible en zonas rurales y no interconectadas, de acuerdo con sus particularidades.

Adicionalmente, en la agenda de cooperación técnica internacional se incorporará apoyo en el desarrollo de nuevas tecnologías, sistemas e innovación para la generación de energía a partir de esta fuente.

Por otra parte, el MinAmbiente y las autoridades ambientales regionales revisarán la reglamentación ambiental y la estrategia de participación de ciudades en el uso de los rellenos sanitarios y de plantas de tratamiento de aguas residuales (PTAR) en la producción de biogás, de manera que se logre el aprovechamiento energético de residuos y aguas residuales municipales, procesos vinculados a maximizar y potencializar los impactos positivos derivados de la política de economía circular (Pacto por la Sostenibilidad).

b. Objetivo 2. Consolidar la cadena energética

1) Aumentar reservas y producción de los hidrocarburos

El Gobierno nacional incentivará la reactivación de las actividades de exploración y producción de yacimientos convencionales, incluyendo el uso de métodos de recobro mejorado. De acuerdo con esto, se continuará avanzando en seguir fortaleciendo un régimen fiscal competitivo, así como la ANH robustecerá los términos contractuales que permitan ubicar al país entre los más atractivos de Latinoamérica para la inversión en el sector de hidrocarburos.

De igual manera, la ANH agilizará la implementación y aumentará la promoción de los procesos competitivos permanentes y/o rondas puntuales, con el fin de asignar la mayor cantidad de áreas. Adicionalmente, implementará medidas para asegurar la explotación de  los recursos hidrocaburíferos, exigiendo el uso de las mejores prácticas internacionales que existen al respecto (Pacto por la Sostenibilidad).

En relación con lo anterior, el sector innovará en el uso de técnicas para la exploración y producción del recurso, especialmente las relacionadas con mejoramiento de factores de recobro y continuará implementando cooperaciones internacionales para la transferencia de conocimiento tecnológico que permitan aumentar la eficiencia operativa, así como la reducción de los costos asociados con estas actividades.

De igual manera, la ANH aumentará la efectividad de sus esquemas de fiscalización, así como de sus procesos de control y vigilancia de las actividades de exploración y producción, la transparencia y el acceso a información geológica y técnica.

El SGC avanzará en el análisis y obtención de información geológica básica para la toma de decisiones en materia de gestión de hidrocarburos. Adicionalmente, la ANH estudiará la implementación de convenios multiclientes (ANH-privados) para la ejecución de proyectos de obtención de información geológica en áreas costa afuera, con el fin de aumentar el conocimiento del subsuelo de las cuencas sedimentarias del país y divulgar esa información para incentivar su exploración posterior.

2) Planeación para seguridad de abastecimiento y confiabilidad

La UPME adelantará los análisis para determinar la infraestructura de transporte adicional o complementaria que permita la incorporación de recursos continentales, costa afuera e importados (crudo, gas, combustibles líquidos, entre otros) desde diferentes puntos de abastecimiento hasta la demanda. Así mismo, evaluará la reconfiguración de la red de transporte y el almacenamiento para asegurar mayor confiabilidad al suministro.

La CREG evaluará la conveniencia de migrar a una remuneración distinta a la vigente para el transporte de gas natural, buscando consolidar un mercado nacional de gas, estimular la incorporación de mayor cantidad de reservas de gas natural para el abastecimiento a la demanda, considerando necesidades actuales y futuras del servicio22.

De igual manera, la CREG evaluará la metodología para el cálculo de la tarifa de transporte de GLP en procura del establecimiento de esquemas competitivos que incentiven el transporte de este gas por ductos. Se ampliarán las funciones del gestor del mercado de gas natural, con el fin de incluir su acceso a la información operativa necesaria para el monitoreo del sistema y el desarrollo del mercado nacional de gas natural.

Por otra parte, para asegurar una adecuada coordinación de operación entre los diferentes agentes de las cadenas de suministros de refinados y de GLP, se evaluará la conformación de consejos nacionales de operación y gestor de mercado para estos energéticos, siempre que ello fomente la competencia de los sectores.

3) Almacenamiento estratégico de combustibles líquidos y gas combustible

El MinEnergía, o la entidad que este designe, estudiará la necesidad de contar con infraestructura de almacenamiento de combustibles líquidos y de gas combustible para determinar, entre otras condiciones, su ubicación y su capacidad. Considerando lo anterior, la CREG expedirá un marco normativo que impulse la participación de agentes en la prestación de los nuevos servicios de almacenamiento de inventarios.

Por otro lado, el MinEnergía revisará y de ser necesario, establecerá o modificará la estrategia de atención de la demanda en caso de un desabastecimiento de combustibles líquidos y/o gas combustible.

Como complemento a lo anterior, se modificará la composición y funciones de la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento a la Situación Energética (CACSE), con el fin de que se constituya como escenario de coordinación de las acciones para el análisis de suministro y la coordinación de acciones en situaciones de emergencia, escasez o desabastecimiento de todos los energéticos de uso público.

4) Refinación y calidad

El MinEnergía y el MinAmbiente continuarán trabajando en la actualización de los parámetros de calidad de los combustibles y biocombustibles. Con el fin de asegurar el suministro de refinados en la cantidad, calidad y oportunidad requeridos, el MinEnergía o la entidad que delegue evaluará las características y capacidad de refinación y de importación requerida por el país (Pacto por la Sostenibilidad).

5) Planes de abastecimiento de GLP y combustibles líquidos

La UPME, con base en lineamientos del MinEnergía, realizará cada dos años el balance de oferta y demanda del GLP y combustibles líquidos con un horizonte de planeación de 10 años e identificará los proyectos de infraestructura necesarios para garantizar seguridad de su abastecimiento y confiabilidad.

El MinEnergía adoptará estos planes con el objetivo de orientar las decisiones de los agentes para asegurar el abastecimiento nacional. La CREG expedirá la regulación económica para la remuneración y ejecución de las inversiones identificadas.

6) Aprovechamiento de la hidroenergía y el carbón para la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional

Como parte de la política de incentivar la generación con energías limpias se debe considerar Que Colombia cuenta con un potencial importante de hidroenergía no desarrollado, el “Plan de expansión de referencia de generación” prevé la incorporación de nueva capacidad usando este recurso, para lo cual la UPME hará los estudios pertinentes.

Por su parte, el MinAmbiente desarrollará la normativa ambiental que permita su uso como energético estratégico, en armonía con los usos alternos y los servicios ecosistémicos.

Por otra parte, el carbón térmico es una fuente de alta disponibilidad y valor energético, que en eventos de variabilidad climática pueden dar confiabilidad al sistema, por lo que es necesario contemplar esta fuente energética entre las opciones de generación de energía firme.

Para la viabilidad de los proyectos de extracción y uso de carbón, se establecerán condiciones técnicas con los más altos estándares de responsabilidad ambiental.

7) Generación eléctrica con menores factores de emisiones contaminantes

Con el fin de reconocer las emisiones de carbono y demás contaminantes de cada fuente energética, el Gobierno nacional revisará y de considerarlo necesario, ajustará el impuesto al carbono con el fin de imponer tasas contributivas a los combustibles usados en generación.

Igualmente, revisará la destinación de este impuesto de modo que los recursos puedan destinarse mayoritariamente a actividades con fines sociales.

8) Incorporación de nuevos proyectos energéticos

Presidencia de la República coordinará a las entidades públicas con competencias en materia de viabilidad, permisos y licencias para el desarrollo de proyectos energéticos de transporte, extracción y producción, con el fin de atender los requerimientos con la oportunidad respectiva.

Particularmente, se dará prioridad a los trámites necesarios para garantizar la entrada de estos proyectos para el periodo 2019-2022, que resulten adjudicatarios de las subastas de expansión de generación, de transmisión eléctrica, demás mecanismos competitivos establecidos por el Gobierno o de proyectos asociados con los planes de abastecimiento y confiabilidad identificados por la UPME y adoptados por el MinEnergía.

c. Objetivo 3. Aprovechar los mercados energéticos internacionales

1) Condiciones transaccionales

Se complementará la política del sector, marcos normativos o regulatorios que incentiven la producción nacional, las importaciones y las exportaciones, de forma que se asegure el abastecimiento en condiciones de eficiencia en los mercados teniendo en cuenta el costo de oportunidad de la oferta y la disponibilidad por pagar de la demanda.

2) Interconexiones eléctricas

El MinEnergía y sus entidades adscritas continuarán armonizando la normatividad y regulación que facilite la realización de proyectos y las transacciones de energía con Ecuador y Panamá. Así mismo, evaluarán la viabilidad de adelantar nuevos proyectos o refuerzos de infraestructura de transporte de energía para su intercambio con estos países.

3) Infraestructura para el comercio internacional de combustibles

El MinEnergía y sus entidades adscritas fomentarán la construcción y ampliación de infraestructura para el comercio de combustibles enmarcada en los planes de abastecimiento elaborados por la UPME y evaluarán la implementación de diferentes esquemas para su financiación.

4) Puesta en operación de la planta de regasificación en el Pacífico

Se continuará con el proceso de elaboración y publicación de los términos definitivos para el desarrollo de este proyecto, incluyendo la asignación de riesgos en cada una de sus fases.

De igual forma, se buscará la articulación interinstitucional a escalas nacional y territorial, de manera que la puesta en funcionamiento se realice en el año 2023.

 

3. Metas

Seguridad energética para el desarrollo productivo - Indicadores de resultado

Seguridad energética para el desarrollo productivo - Indicadores de Producto

 

Referencias

Bibliografía

  • González, J (2016). Estrategias para acercar la oferta y la demanda de bienes y servicios de alta rotación y prioritarios del sector de minería del carbón en los departamentos de Cesar, Guajira, Magdalena, Atlántico, Norte de Santander, Santander, Boyacá y Cundinamarca
  • IEA. (2017). Global Energy & CO2 Status Report 2017. Consultado el 21 de noviembre de 2018. Disponible en: https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/GECO2017.pdf
  • IEA. (2017). Renewables 2017. Consultado el 22 de noviembre de 2018. Disponible en: https://www.iea.org/publications/renewables2017/
  • IEA. (2017). World energy Outlook 2017. Consultado el 22 de noviembre de 2018. Disponible en: https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/WEO_2017_ExecutiveSu mmary_Spanish_version.pdf
  • IEA. (2018). Gas 2018 Analysis and forecasts to 2023. Consultado el 22 de noviembre de 2018. Disponible en: https://www.iea.org/gas2018/
  • IEA. 2018. Renewables 2018. Consultado el 22 de noviembre de 2018. Disponible en: https://www.iea.org/renewables2018
  • Londoño, J (2018). Análisis de las implicaciones de las sentencias de la Corte Constitucional sobre la planificación territorial y el otorgamiento de títulos y propuestas mineras.
  • Martínez, M, Peña, M, Velásquez, F. (n.d): La agenda de la sociedad civil frente a las industrias extractivas en Colombia.
  • MinEnergía (2011). Censo Minero. Encontrado el 13 de noviembre en https://www.MinEnergía.gov.co/documents/10180/698204/CensoMinero.pdf/093cec57 -05e8-416b-8e0c-5e4f7c1d6820
  • MinEnergía (2014). Política Nacional para la formalización de la minería en Colombia MinEnergía (2015) Informe EITI Colombia vigencias 2014 y 2015. Disponible en https://eiti.org/sites/default/files/documents/2013_colombia_eiti_report-es.pdf
  • MinEnergía (2016). Política Minera de Colombia: bases para la minería del futuro.

Fuentes

Lecturas Recomendadas

  • 15 SIPG: estructura de precios de combustibles en las principales ciudades.
  • 16 Fedecombustibles.
  • 17 UPME.
  • 18 Tomado de información del operador del mercado http://paratec.xm.com.co/paratec/SitePages/generacion.aspx?q=capacidad
  • 19 Aplicación de la metodología “integrated resource planning – IRP
  • 20 Recomendación del Consejo Nacional de Planeación.
  • 21 Recomendación Consejo Nacional de Planeación. 22 Recomendación Consejo Nacional de Planeación
Anterior Siguiente

CLIC AQUÍ Y DÉJANOS TU COMENTARIO

Deja un comentario

Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Los campos obligatorios están marcados con *