Autor: Martín Rosas

El Proyecto Hidroeléctrico Ituango pasa de la fase de contingencia a la culminación. La operación iniciará con la primera unidad de 300 megavatios.

2 de febrero de 2022.   La primera unidad generadora de energía del Proyecto Hidroeléctrico Ituango (Hidroituango) estará en servicio el próximo 26 de julio, de acuerdo con el cronograma técnico establecido.

El anuncio lo hizo el gerente General de EPM, Jorge Andrés Carrillo, desde el vertedero del Proyecto, donde aseguró que Hidroituango pasa de esta manera de la fase de contingencia a la de operación.

“Esta megaobra que es de interés para Colombia, es una gran noticia para todos. La operación de Hidroituango representa la confiabilidad al sistema de energía, tener un respaldo frente a cualquier dificultad con el Fenómeno del Niño, además de ser una energía limpia y barata”, dijo Carrillo Cardoso.

Agregó que “el 26 de julio está dentro del período de gobierno del presidente Iván Duque Márquez, y queremos tenerlo acá en las obras para el encendido de la primera unidad. También esta fecha está dentro de los últimos días del período del contralor General de la República, Felipe Córdoba, a quien también queremos tenerlo presente en la ceremonia”, puntualizó el Gerente de EPM.

La entrada en operación de la unidad número uno de Hidroituango generará los primeros 300 megavatios de energía para el sistema interconectado nacional. En total serán 2.400 megavatios que generará todo el proyecto en 2025, cuando esté operando con las ocho unidades.

Por su parte el alcalde de Medellín y presidente de la Junta Directiva de EPM, Daniel Quintero Calle, expresó su satisfacción por anunciar la fecha para el inicio de la generación en Hidroituango y destacó el trabajo de los funcionarios de EPM.

“Desde la Junta Directiva vamos a estar dando todo el apoyo para que estos hitos se cumplan. Aquí trabajamos con mucha intensidad también para proteger el ambiente y los recursos públicos porque entendemos la importancia de este proyecto para el país”, manifestó Quintero Calle.

Cuenta regresiva

El vicepresidente de Proyectos de Generación de Energía, William Giraldo, expresó que desde la contingencia han sido 45 meses de arduo trabajo de las más de 7.500 personas que en promedio han trabajado de manera incansable para culminar el Proyecto en varios turnos.

Entre los trabajos más importantes que actualmente se ejecutan para cumplir el propósito de generar energía, se encuentra la instalación de equipos electromecánicos como la turbina de la unidad #1 durante febrero. De igual manera sigue la instalación del rotor y el primer cuarto del estator.

“Para los meses entre mayo y junio se realizará el recubrimiento del tubo vertical que conduce las aguas hasta la primera unidad en la casa de máquinas y que pasarán por el generador. Debo destacar que contamos con los mejores recursos, con un equipo eficiente y por eso tenemos la convicción de hacer realidad el proyecto”, explicó el ingeniero Giraldo Jiménez.

De esta manera entra en una fase decisiva el Proyecto Hidroituango y se convierte en una esperanza para la seguridad energética de Colombia.

Fuente: EPM

Con la adquisición de este proyecto de transmisión de energía eléctrica, el GEB sumará la operación de más de 2.800 kilómetros de líneas en Brasil.

2 de febrero de 2022. El Grupo Energía Bogotá (GEB) sigue posicionándose como uno de los líderes del sector energético en Latinoamérica al adquirir la totalidad del capital social de Rialma Transmissora de Energia III S.A. (Rialma III), en Brasil.

La adquisición se cristalizó luego de que se cumplieron todas las condiciones contempladas en el contrato de compraventa de acciones entre la sociedad brasileña Argo Energia Empreendimentos e Participações S.A. (Argo) –en la que el GEB cuenta con el 50 por ciento de la participación accionaria–, y Rialma Administração e Participações S.A., anunciado en noviembre pasado, y que las autoridades reguladoras en Brasil dieron su aprobación a la operación.

Rialma III es la empresa ganadora del lote 30 de la subasta 05 de 2016, realizada por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) en abril de 2017. La concesión se encuentra en los estados de Ceará y Piauí, y consiste en la construcción y operación de 312 kilómetros de línea de transmisión de energía eléctrica a 500 kilovoltios (kV).
Desde ahora, la denominación social de Rialma III será Argo IV Transmissão de Energia S.A.

Con esta nueva adquisición, el GEB completa más de 2.800 kilómetros de líneas de transmisión en Brasil, país en el que está presente con las compañías Argo y Gebbras.

Argo –adquirida en partes iguales por GEB y Red Eléctrica Internacional, de España– cuenta con tres concesiones a 30 años en los estados de Ceará, Maranhao, Minas Gerais, Piauí, y Rondonia; tiene 1.460 kilómetros de líneas de transmisión a 500 y 230 kV y 11 subestaciones. Con Gebbras opera 1.094 kilómetros de redes de transmisión y 15 subestaciones.

Juan Ricardo Ortega, presidente del GEB, resaltó esta inversión como un paso más en el cumplimiento de las metas del Plan Estratégico Corporativo de la compañía, en uno de los mercados más atractivos para el sector de transmisión de energía eléctrica como Brasil, que tiene una población superior a los 212 millones de habitantes, que está en crecimiento y tiene en operación más de 162.000 kilómetros de líneas de transmisión.

Más de 270 mil trámites y solicitudes de asesoría recibió la entidad en 2021, 9 % más en comparación con 2020. El servicio de energía se mantiene como el de mayor número de reclamos, seguido de gas natural, acueducto y aseo.

1º de febrero de 2022.   En 2021, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios recibió 255.564 trámites y 16.646 solicitudes de asesoría relacionadas con la prestación de los servicios de acueducto, alcantarillado, aseo, energía y gas. La cifra muestra un incremento del 9 % en comparación con los registrados en 2020.

El servicio de energía eléctrica se mantuvo como el de mayor reclamación por parte de los usuarios en el país con casi 110 mil trámites y solicitudes. El servicio de gas natural con 45.737 ocupa el segundo lugar, seguido por el de acueducto con 39.333; aseo con 17.899 trámites, y finalmente alcantarillado y gas licuado de petróleo con 1.117 y 164, respectivamente.

Las principales causales de reclamación por facturación de los servicios públicos son la inconformidad por la medición del consumo o producción facturado con 113.977 casos, cobros inoportunos con 11.064, y cobros por conexión, reconexión, reinstalación con 9.900. Sobre la prestación del servicio, los principales reclamos son por temas administrativos y por la suspensión o corte de los servicios sin previo aviso.

Al respecto, la superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios, Natasha Avendaño, informó que “observamos un incremento en el número de trámites e interacciones directas con los usuarios, debido, en parte, a las condiciones de aislamiento y dificultades para obtener respuesta de las empresas prestadoras, lo que llevó a las personas afectadas a presentarlas directamente a la superintendencia. Por ejemplo, recibimos 21 mil solicitudes de Silencio Administrativo Positivo, 71 % más que en 2020. Con este recurso las personas piden que se resuelva su caso a favor, ante la no respuesta de la empresa”.

Del total de trámites y solicitudes recibidas por la Superservicios, 117.362 son peticiones, quejas y reclamos; 95.395 recursos de apelación, y 21.114 recursos de reposición, de queja y revocatorias. 21.693 corresponden a solicitudes de reconocimiento de Silencio Administrativo Positivo, y 16.646 fueron solicitudes de asesoría o atención personalizada.

Estos trámites y solicitudes de asesoría fueron recibidos en su mayoría por medio de correo electrónico (193.776) y la plataforma virtual Te Resuelvo (46.040). Por zona geográfica, los departamentos con mayor número de reclamos, recursos de ley y asesorías fueron Bogotá D.C. con 96.168; Atlántico, 53.705; Bolívar, 19.574; Valle de Cauca, 16.321; Santander, 12.414 y Antioquia, 11.518. En estos se concentra el mayor número de usuarios en el país.

Empresas con mayores reclamos

Las empresas Afinia, Air-e, Codensa y EPM en el servicio de energía; Vanti y Gas Natural del Oriente, para el servicio de gas; y la Empresa de Acueducto y Alcantarillado de Bogotá, encabezan la lista de los prestadores con mayores reclamos. La principal inconformidad de los usuarios de estos prestadores se relaciona con la medición del consumo, cobros inoportunos o cobros por reconexión.

“Con estas empresas, que atienden el mayor número de usuarios en el país y cubren gran parte del territorio nacional, mantenemos una vigilancia directa. En algunos casos hemos suscrito con sus representantes programas de gestión o de mejoramiento, a los que hacemos seguimiento permanente. Se observan avances en la mayoría de las metas establecidas, y frente a los rezagos los hemos instado a su cumplimiento y hemos reforzado las visitas de inspección para que se asegure la mejora de los servicios en los plazos establecidos por la entidad”, indicó la superintendente Avendaño.

En 2020, la Superservicios suscribió un acuerdo de mejoramiento por tres años con Enel-Codensa que contempla mejorar la calidad del servicio en 20 municipios atendidos por esta empresa y otros aspectos comerciales, operativos y administrativos.

Con Air-e y Afinia, que prestan el servicio de energía en los siete de departamentos de la región Caribe, la superintendencia hace seguimiento especial a los programas de gestión suscritos con estas empresas para superar el rezago de inversiones y mejorar integralmente el suministro, el riesgo eléctrico, la normalización y atención a los usuarios.

En el informe de seguimiento del segundo semestre de 2021, la Superservicios recomendó a Afinia, acelerar la contratación y ejecución de las inversiones con el fin de ponerse al día con las metas previstas. Mejorar los reportes de la información sobre las inversiones realizadas y los avances de los proyectos. Y las acciones encaminadas a la reducción de pérdidas.

Para el caso de Air-e, se requiere reforzar la gestión para reducir el riesgo eléctrico ya que la estrategia planteada por el prestador y los avances logrados no tienen el alcance esperado.

Fuente: Superservicios

El monto de las inversiones asciende a más de $273 mil millones. Las obras han beneficiado a la población más vulnerable de Magdalena, Arauca, Caquetá, Meta, Nariño, Putumayo, el Magdalena Medio y el Catatumbo.

31 de enero de 2022.   Con el fin de contribuir a consolidar la paz en los territorios más afectados por el conflicto armado y con altos índices de pobreza, entre 2018 y 2021 el Grupo Ecopetrol invirtió más de $273 mil millones en 65 proyectos en municipios que han sido priorizados para la implementación de los Programas de Desarrollo con Enfoque Territorial (PDET).

Los aportes del Grupo Ecopetrol han contribuido a la reactivación económica, el desarrollo sostenible y la consolidación de la paz en 32 municipios PDET, ubicados en los departamentos de Magdalena, Arauca, Caquetá, Meta, Nariño, Putumayo y en las regiones del Magdalena Medio y el Catatumbo.

Las inversiones se han enfocado en líneas como: i) Educación, Deporte y Salud; ii) Desarrollo Rural Inclusivo; iii) Emprendimiento y Desarrollo Empresarial, iv) Acceso a Servicios Públicos de Agua Potable, Energía y Gas, y v) Infraestructura Pública y Comunitaria. Las iniciativas más destacadas en cada frente son:

Educación, Deporte y Salud: comprende la mejora de infraestructura escolar, formación docente, escuelas deportivas, construcción de canchas, dotación de kits escolares, menajes para restaurantes y mobiliario escolar. En salud apoya la dotación de equipos médicos. La inversión alcanza los $59 mil millones, beneficia a 206 mil estudiantes y docentes, y ha comprendido la entrega de dotaciones de mobiliario y ambientes escolares en más de 1.650 sedes educativas en Putumayo, Meta, Arauca y Norte de Santander.

En Desarrollo Rural Inclusivo: se han fomentado las cadenas productivas de caña panelera, cacao y pimienta en Santa Marta (Magdalena) y Puerto Caicedo, Orito, Valle del Guamuez y San Miguel (Putumayo). La inversión supera los $18 mil millones beneficiando a 742 pequeños productores.

Emprendimiento y Desarrollo Empresarial: se fortaleció el tejido empresarial a través del desarrollo de capacidades, se apoyó la formulación del plan turístico para Orito y se brindó asistencia técnica a mipymes para que superen la crisis. Se han apoyado 149 pequeños empresarios.

Acceso a Servicios Públicos de Agua Potable, Saneamiento Básico y Gas: se han ejecutado soluciones de saneamiento básico como unidades sanitarias en zonas rurales y se puso en marcha un programa de masificación de gas domiciliario y soluciones transitorias con GLP, con el cual se espera cubrir a más de 22.000 hogares en Tame, Saravena y Arauquita en Arauca, y Tibú en Norte de Santander.

Infraestructura Pública y Comunitaria: se mejoró la infraestructura y conectividad terrestre a través de la intervención de más de 90 km de vías terciarias y secundarias, y se viene mejorando la infraestructura comunitaria para promover espacios de convivencia y recreación. La inversión es de $194 mil millones en Puerto Caicedo (Putumayo), Paujil (Caquetá), Teorama, El Tarra, El Carmen y Convención (Norte de Santander), entre otros.

“Así es como contribuimos al cierre de brechas en las zonas PDET, llegando con programas integrales en educación, salud, desarrollo rural, emprendimiento, acceso a servicios públicos e infraestructura, condiciones indispensables para mejorar la calidad de vida de las comunidades y consolidar la paz en los territorios”, comentó Juanita de la Hoz, gerente de Prosperidad Social de Ecopetrol.

Mediante el mecanismo de Obras por Impuestos en los municipios PDET, el Grupo Ecopetrol ha entregado al Gobierno Nacional 15 proyectos de 19 aprobados por más de $173.000 millones.

Además, en 2022 se entregarán, a través de la filial CENIT, tres puentes en la vía Astilleros a Tibú, y por parte de Ecopetrol la fase II del mejoramiento de 8 kilómetros de vía secundaria entre Paujil y Cartagena del Chairá en Caquetá.

Luego de la doble crisis de precios y la baja demanda de hidrocarburos sufrida en 2020, y de la firma de 30 nuevos contratos de Exploración y Producción a comienzos de año, la industria despega en 2022 con inversiones históricas.

26 de enero de 2022.    Más de 4.400 millones de dólares invertirá la industria de hidrocarburos en Colombia en proyectos de Exploración y Producción (E&P) durante 2022, 42% superior a la del 2021, marcando la senda de la recuperación del sector.

Así lo confirma el estudio ‘Tendencias de Inversión en Exploración y Producción (E&P) de Petróleo y Gas en Colombia 2021 y Perspectivas 2022’, realizado por la Vicepresidencia de Asuntos Económicos y Regulatorios de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP).

La firma de 69 contratos de E&P durante el gobierno de Iván Duque, luego de que en los cinco años anteriores a 2018 no se firmaron contratos, parece estar dando frutos. Así, la inversión en exploración será de 1.130 millones de dólares, 2,2 veces superior a la ejecutada en 2021 (USD 520 millones) y la más alta registrada desde 2014.

Por su parte, la inversión en producción para 2022 será de USD 3.270 millones, un 27% más que en 2021, cuando fue de USD 2.570 millones.

De acuerdo con el informe, del total de las inversiones en E&P el 52% tiene foco en gas natural, y la región Caribe será la principal receptora de inversión en exploración, seguida de los Llanos Orientales y el Valle Medio del Magdalena. En producción, Meta continúa siendo el principal destino de inversión.

“Desde la ACP vemos estas proyecciones como una buena noticia para Colombia, pues una mayor inversión exploratoria se traduce en dinamismo de las economías locales, generación de empleo, inversión social y ambiental, y oportunidades para las regiones; además, la exploración es la producción del futuro, es decir, la garantía de la autosuficiencia energética del país, y de los ingresos fiscales que recibe Colombia por la producción y exportación de sus recursos energéticos”, afirmó Francisco José Lloreda Mera, presidente Ejecutivo de la ACP.

Para este año se destaca el creciente interés en gas natural, que representa el 52% del total de la inversión en exploración proyectada (USD 591 millones). Asimismo, USD 930 millones (82% de las inversiones de 2022) se llevarán a cabo en tierra firme y el restante en offshore (USD 200 millones), que incluyen la perforación de dos pozos en aguas profundas.

Las regiones que recibirán el mayor porcentaje de inversión son: Caribe, que continúa siendo la principal receptora de inversión exploratoria (USD 487 millones). El 59% de la inversión se realizará en tierra firme; y el total de la inversión destinada a proyectos offshore en Colombia se ejecutará en esta región. Asimismo, en el Caribe se ejecutará el 78% de la inversión que tiene como foco la búsqueda de gas natural, fundamental para revertir la caída en las reservas en los últimos diez años.

Los Llanos Orientales son la segunda región con mayor inversión exploratoria con USD 361 millones presupuestados, que serán ejecutados principalmente en Meta (USD 140 millones) y Casanare (USD 139 millones). El 12% del presupuesto exploratorio se ejecutará en los Santanderes y el restante está distribuido en otras regiones del país.

“Pese a los importantes esfuerzos en inversión, vemos que la producción promedio diaria de petróleo para 2022 será de 760 mil barriles por día, aún por debajo de los niveles prepandemia. Para el país, es de la mayor importancia aumentar la producción si queremos aprovechar la coyuntura de precios internacionales del petróleo y la actual tasa de cambio. Una mayor producción de crudo representa mayores ingresos para la Nación y para las regiones vía regalías, pues por cada dólar que se incrementa el precio, el país recibe anualmente entre 350 y 400 mil millones de pesos de ingresos adicionales”, enfatizó Lloreda Mera.

Clima de inversión

El Informe de Tendencias de Inversión E&P presenta también los resultados de la encuesta de clima de inversión, donde se evalúa si se presentaron cambios significativos frente al 2020; los aspectos que mejoraron y los que empeoraron en Colombia durante el 2021; y el impacto del clima de inversión en la estrategia de exploración y producción de las empresas.

De acuerdo con los resultados, casi dos terceras partes de las compañías encuestadas consideran que hubo cambios en el ambiente de inversión del 2021 con relación al 2020.

Entre los aspectos que mejoraron se destacan: los esfuerzos de la ANH por promover la reactivación de la exploración, la Ronda Colombia 2021, los avances en torno a la reducción de las tarifas de transporte por oleoductos y gasoductos, entre otros.

Entre los aspectos que empeoraron se encuentran la conflictividad social, especialmente durante el paro nacional, y la incertidumbre política preelectoral, entre otros. También hay que señalar que los atentados a la infraestructura crecieron: mientras en 2020 se presentaron 48 atentados, en 2021 fueron 63.

“El aumento de inversión proyectada para este año, tanto en exploración como producción, que ascenderá en total a los USD 4.400 millones en 2022, 42% superior al del 2021, son un buen síntoma de la reactivación económica del país, y los avances en materia regulatoria; esperamos continuar trabajando por mejorar los factores que continúan afectando el clima de inversión en aras de fortalecer la competitividad del país y dinamizar un sector estratégico para Colombia y las regiones”, puntualizó finalmente el presidente de la ACP.

La petrolera de mayoría estatal salió avante en un proceso en su contra interpuesto por la compañía Parker Drilling Company International Limited.

25 de enero del 2022.    El Consejo de Estado negó las pretensiones de una demanda interpuesta por Parker Drilling Company International Limited contra Ecopetrol, por costos asociados al incumplimiento de un contrato para la perforación de pozos petroleros, por la demora en la socialización del proyecto con los grupos de interés en la zona de influencia y bloqueos viales originados en protestas ciudadanas en el Casanare hace 10 años.

Según la demandante, su contraparte incumplió sus obligaciones frente a la socialización que requería el proyecto de un pozo en Capiagua, municipio Aguazul (Casanare), lo que condujo a bloqueos en las vías de acceso por parte de la comunidad, que a su vez condujeron a la inmovilización de la maquinaria que era necesario transportar para ejecutar las obligaciones asumidas en este contrato.

Por esa razón, precisó, Ecopetrol incumplió su obligación de pagar la tarifa stand by de equipo inactivo con cuadrilla, que había sido pactada en esta relación contractual. Ante la descripción de los acontecimientos, la parte actora solicitó condenar a la demandada a pagar más de un millón de dólares, correspondientes a la tarifa originada en la inmovilización de la maquinaria entre el 15 de septiembre y el 10 de octubre del 2012.

En primera instancia, el Tribunal Administrativo de Cundinamarca negó las pretensiones de la demanda. Para esa corporación judicial, la socialización del proyecto era responsabilidad conjunta de las partes y no exclusiva de Ecopetrol. Así las cosas, dado que esta última no cumplió con su obligación de convocar a la comunidad para socializar el proyecto, la demandante también desconoció su obligación de establecer los perfiles que serían tenidos en cuenta para contratar a los integrantes de la comunidad para el desarrollo de la gestión contractual.

Parker Drilling interpuso recurso de apelación contra esa decisión, con la intención de que el Consejo de Estado condenara a Ecopetrol. Sostuvo que el Tribunal desconoció que sí cumplió con su obligación contractual, al haber contratado a personas de la comunidad que habitaba en el área de influencia del proyecto. Además, sostuvo que siempre estuvo presta a movilizar los equipos.

El Consejo de Estado negó las pretensiones de la demanda, por considerar que no se probó el incumplimiento. Sostuvo que no se acreditó que la situación que originó la para en las labores de la maquinaria durante 26 días dieran lugar a que Ecopetrol estuviera obligada a pagar la tarifa stand by de equipo inactivo con cuadrilla. Además, aseguró que esta última sí cumplió las obligaciones contractuales que asumió frente a la socialización del proyecto con la comunidad.

El fallo señala que, en este caso, no se evidenció que la contratista permaneciera con la maquinaria y el personal inactivos, a la espera de las órdenes de Ecopetrol, que era la circunstancia que permitía el cobro de la ya reseñada tarifa.

Además, se constató que la demandada desarrolló todas las actividades a su alcance para garantizar la socialización del proyecto y prestó la colaboración que le era exigible para la movilización de los equipos del contratista.

Dado que no prosperó la solicitud presentada por Parker Drilling Company International Limited, esta debe correr con parte de los costos del proceso, como lo ordena la ley, al establecer las circunstancias en las que procede la llamada condena en costas para la parte que resulta vencida en juicio.

Fuente: Consejo de Estado