Una nueva era para los gases combustibles en Colombia

Una nueva era de negocios alrededor de los gases combustibles en Colombia comienza con la expedición de la Ley 2128 de 2021, la cual promueve el abastecimiento, continuidad, confiabilidad y la ampliación en su cobertura.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

7 de agosto de 2021.   El gas natural y el gas licuado de petróleo (GLP), en sus usos de primera generación, han logrado posicionarse en algunos sectores, como el residencial, el industrial y la generación térmica.

Con la expedición la Ley 2128 de 2021 comienza una nueva era para el gas, una era de usos de última generación del gas natural, donde este combustible se convierte en precursor de la transición energética, esto a partir de procesos como la compresión, licuefacción y la transformación para producir energía eléctrica e impulsar vehículos con menos emisiones contaminantes.

Un ejemplo de lo que trae esta ley es que desaparecen los usuarios regulados tratándose de autogeneración o cogeneración, porque todos serán tratados como usuarios no regulados.

Con esta ley los usuarios que utilicen gas para actividades de autogeneración y cogeneración, sin importar el nivel de consumo, serán tratados como grandes consumidores lo que les permitirá negociar precios y condiciones del contrato.

Como se observa, esta nueva generación del gas trae incentivos para incrementar la oferta y la demanda del energético, con lo cual ganan todos los actores y gana el país, en la medida que estas nuevas oportunidades se convierten en negocios que reactivaran la economía.

Con la nueva ley también se impulsan el abastecimiento y la oferta de gas natural y GLP, tanto el local como el importado; nuevos usos del gas, la generación de energía eléctrica, subsidios al consumo de GLP distribuido por cilindros, declaratoria de interés nacional y estratégico y el transporte terrestre automotor de carga.

También llegan incentivos tributarios para los vehículos que operen con gas natural o GLP, cuya tarifa no podrá superar en ningún caso el uno por ciento del valor comercial del vehículo y quedarán exentos por un término de diez años a partir de la fecha de matrícula del automotor, de obtener el certificado de emisiones contaminantes.

En cuanto al gas importado, señala que se debe incluir en los Planes de Abastecimiento de Gas Natural y GLP proyectos necesarios para la conexión de gas natural proveniente de fuentes offshore.  

Ahora bien, frente a la pregunta de quién paga la infraestructura de importación, la nueva ley ratifica que los costos de la infraestructura de regasificación e importación que sea impulsada por el Gobierno Nacional por medio de los Planes de Abastecimiento de Gas Natural y GLP serán asumidos por la demanda beneficiada.

En términos generales, esta ley es vital para el sector del transporte terrestre y náutico porque promueve el uso del GLP como combustible: AutoGLP y NautiGLP, así como del GNV en vehículos de transporte público terrestre de pasajeros y en vehículos de transporte terrestre de carga.

Así, se abre una nueva era de los gases limpios en Colombia, con la aparición de nuevos esquemas y negocios que ayudarán a la reducción de emisiones de CO2.

*Abogado socio de OGE Legal Services

La BMC presentó los resultados financieros del segundo trimestre

Los ingresos acumulados aumentaron 1% frente al primer semestre de 2020, mientras que los ingresos operacionales en el segundo trimestre decrecieron 5% respecto al segundo trimestre de 2020. La BMC sigue obteniendo indicadores de rentabilidad destacados.

6 de agosto de  2021.    La Bolsa Mercantil de Colombia (BMC) presentó los resultados del segundo trimestre de 2021, los cuales confirman la tendencia de crecimiento de los ingresos y la creciente demanda por sus productos de financiación no bancaria.

En materia de productos de financiación no bancaria, los resultados son muy positivos. Los repos, fuente de financiación para productores agropecuarios, que ahora cuentan con dos nuevos subyacentes como son el arroz Paddy seco y la pulpa de mora, crecieron 10% con operaciones por 62.421 millones de pesos en lo corrido del año. Por su parte, el registro de facturas creció 17%, alcanzando 20,23 billones de pesos en los primeros seis meses del año.

De la misma manera, las órdenes irrevocables de giro, por medio de las cuales los proveedores del Estado que participan en el mercado de compras públicas de la Bolsa pueden obtener financiación, crecieron 2% con registros por $100.454 millones.

“En lo corrido del año, los productos de financiación no bancaria han tenido un comportamiento positivo, evidenciando el apetito que hay en el mercado por financiación alternativa. Nos consolidamos cada vez más como fuente de recursos especialmente para capital de trabajo de proveedores del Estado y fuente de liquidez para los productores del sector agropecuario”, afirmó María Inés Agudelo, presidente de la BMC.

Por su parte, en el Mercado de Compras Públicas se realizaron negociaciones por 490.282 millones de pesos durante el primer semestre, 17% menos que las realizadas en el mismo período en 2020.

El mercado de compras públicas que es un escenario de negociación transparente, seguro y eficiente, donde las entidades públicas pueden hacer sus compras de bienes y servicios obteniendo ahorros significativos, se ha visto afectado por una parte por las limitaciones presupuestales de las entidades públicas, pero también por una creciente e inexplicable política por parte de Colombia Compra Eficiente, que busca limitar este mercado, en vez de verlo como un complemento para la contratación pública”, precisó María Inés Agudelo.

Al cierre del segundo trimestre, los ingresos operacionales de la BMC crecieron 1% versus el segundo trimestre de 2020 y los gastos operacionales crecieron 2%, lo que impactó el EBITDA, el cual se redujo en un 3%.

Los indicadores de rentabilidad del patrimonio y del activo siguen siendo atractivos. El ROE es de 15,4% y el ROA de 13%, posicionando a la BMC como una de las entidades más rentable en el sector financiero.

Retos y beneficios de ser una empresa carbono neutro

Subvenciones tributarias, eficiencia económica y hasta aumento del valor de las acciones en bolsa, hacen parte de los beneficios de disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero en las empresas.

5 de agosto de 2021.   El inicio de la década pone a marchar una cuenta regresiva para muchos países que se acogieron al Acuerdo de París, ya que para el 2030 deberán lograr resultados tanto en reducción de emisiones de gases invernadero, como en medidas de adaptación al cambio climático. En esa búsqueda por la protección del medioambiente, hay una gran apuesta desde las empresas que será vital para lograr las metas propuestas.

De allí se desprende la necesidad de acelerar iniciativas que conlleven a la reducción de las emisiones para el 2030 como primer objetivo y luego continuar para tener mayores resultados en 2050.

Sobre este asunto, Luis Martínez, coordinador de negocios en sostenibilidad de Bureau Veritas, señaló que “todas las compañías o en su mayoría, durante sus operaciones, generan gases de efecto invernadero que tienen un impacto en el clima del planeta y es lo que trae como consecuencia el aumento en la frecuencia e intensidad de los fenómenos naturales cada año, por ende, tienen una responsabilidad social en trabajar para minimizar ese impacto negativo en el planeta.

Colombia hace parte del Acuerdo de Paris, y en este se comprometió a reducir las emisiones en 51% para 2030, trabajando en los sectores con más aportes en CO2e como el agro, el transporte, la construcción y  el industrial, entre otros.

Martínez explicó como iniciar este camino. Lo primero que debe hacer una organización es entender en qué estado se encuentra, para ser precisos, debe realizar una medición de gases de efecto invernadero y de esa manera establecer cuántas toneladas de CO2e produce cada año.

A partir de allí, podrán hacer un plan de reducción, por ejemplo, aplicando un mejor uso de energía eléctrica ya sea a través de programas de uso eficiente de energía o a través del uso de energías renovables, asegurar una adecuada disposición de residuos, implementar planes de movilidad limpia, usar más gases combustibles o hacer transformaciones tecnológicas.

“El siguiente paso es realización de una nueva medición para entender si realmente la implementación está dando resultados y se logró una reducción de la emisión de gases de efecto invernadero. Con este, se emite un análisis y una declaración de los gases de efecto invernadero para determinar el número de toneladas CO2e generadas y reducidas, con ello una empresa puede emprender iniciativas de compensación sobre las toneladas que no pudieron ser reducidas y de esta manera convertirse en Carbono Neutro.” detalló el experto.

Los beneficios:

Para dar un panorama de cómo convertirse en una empresa Carbono Neutro, inicialmente la empresa deberá calcular el número de toneladas de CO2e emitidas. Después de dicho proceso la empresa deberá comprar los bonos de carbono en un proyecto que cumpla con requisitos específicos de verificación y certificación (una tonelada de CO2e es un bono de carbono).

Vale la pena destacar que este trabajo va más allá de una responsabilidad social. Esto trae otras implicaciones y beneficios para las empresas. Por ejemplo, para licitar ya existen organizaciones que piden a sus contratistas y proveedores que presenten sus planes de reducción de gases invernadero y certificación de carbono neutro, como es el caso de algunas petroleras.

Otro de los beneficios de implementar estrategias de reducción es el financiero, ya que al gestionar mejor sus residuos se generan menos gastos por disposición final, o al disminuir el consumo de energía eléctrica se reduce el gasto en ese rubro, por dar dos ejemplos.

“Además, existe un beneficio reputacional de alto impacto y es la misma razón por la que las grandes empresas hoy por hoy generan reportes de sostenibilidad, mecanismo de rendición de cuentas a través del cual le informan a sus partes interesadas cómo ha sido su desempeño en aspectos económicos, ambientales y sociales”, indicó Martínez.

La turbina mareomotriz ‘más potente del mundo’

La turbina mareomotriz, conocida como O2, tendrá la capacidad para satisfacer la demanda anual de electricidad de unos 2.000 hogares británicos.

4 de agosto de 2021.   La turbina mareomotriz de Orbital Marine Power de 680 toneladas de peso y apodada “la más potente del mundo” ha comenzado a generar energía conectada a la red en el Centro Europeo de Energía Marina (EMEC) de las Orcadas, un archipiélago situado al norte de la Escocia continental.

La turbina, conocida como O2, y de 2 megavatios de potencia, tendrá la capacidad para satisfacer la demanda anual de electricidad de unos 2.000 hogares británicos.

Además, alimentará el electrolizador terrestre del EMEC, que generará hidrógeno verde (fabricado sin combustibles fósiles) que también puede utilizarse como fuente de energía limpia.

El dispositivo de generación de energía fue fabricado y botado en Dundee a principios de 2021 antes de ser remolcado a las Orcadas. El dispositivo desplegado es la culminación de más de 15 años de desarrollo en el Reino Unido. La turbina tiene 74 metros de longitud y se espera que funcione en aguas marinas durante los próximos 15 años.

La energía que genera O2 es limpia y predecible, gracias a las aguas rápidas donde está anclada: la energía mareomotriz se aprovecha convirtiendo la energía de la subida y bajada natural de las mareas y corrientes oceánicas.

La turbina O2 consta de dos palas sumergidas de 20 metros de diámetro unidas a una turbina que se moverá con las cambiantes corrientes de la costa de las Orcadas para generar electricidad, para después ser transferida desde la turbina a lo largo del lecho marino mediante cables hacia la red eléctrica local en tierra.

“Nuestra visión es que este proyecto sea el detonante del aprovechamiento de los recursos de las corrientes mareales en todo el mundo para contribuir a la lucha contra el cambio climático, al tiempo que se crea un nuevo sector industrial de bajas emisiones de carbono”, declaró el director general de Orbital, Andrew Scott

Fuente: El Mundo al Instante

Resultados récord de Ecopetrol al cierre del segundo trimestre del 2021

Pese a la situación de orden público y de la emergencia sanitaria asociada al tercer pico de la pandemia de la Covid-19, el Grupo Ecopetrol obtuvo resultados récord al cierre del segundo trimestre de 2021.

4 de agosto de 2021.   El resultado del segundo trimestre del 2021 es el mejor en la historia del Grupo Ecopetrol, con un ingreso consolidado de 19,4 billones de pesos, una utilidad neta de $3.7 billones, un EBITDA de $9,4 billones, y un margen EBITDA del 48.5%.

En el primer semestre del año, por su parte, el Grupo registró un ingreso consolidado de $36,7 billones, una utilidad neta de $6,8 billones (cuatro veces la utilidad neta generada en todo el 2020), un EBITDA de $17,6 billones, y un margen EBITDA del 48.1%.

“Además de los fundamentales favorables observados en el trimestre (Brent de 69.1 USD/Bl y TRM promedio de 3,691 COP/USD), nuestro compromiso con la optimización de costos y la captura de eficiencias, así como el excelente desempeño de la gestión comercial, soportaron los resultados obtenidos”, señaló el presidente de Ecopetrol Felipe Bayón.

Efectivamente, al cierre del primer semestre, el Grupo incorporó eficiencias por un billón de pesos, orientadas al fortalecimiento del margen EBITDA y ahorros en capex.

Exploración y producción

En exploración, Ecopetrol y sus socios completaron la perforación de 8 pozos durante el primer semestre de 2021, destacando para el segundo trimestre la perforación de los pozos exploratorios Boranda Centro- 1, operado por Parex, y los pozos Chimuelo-1 y Flamencos-3 operados por Ecopetrol, los cuales se encuentran en evaluación.

La producción promedio del Grupo Ecopetrol fue de

668.400 barriles de petróleo equivalentes día (bped) en el primer semestre de 2021, 5.3% menos que el mismo periodo del año anterior, explicado principalmente por i) impactos derivados de la situación de orden público durante los meses de mayo y junio, y ii) la menor producción temporal de Castilla, campo que se ha venido restableciendo paulatinamente luego de superada la restricción asociada al manejo de agua.

La producción del segundo trimestre fue de 660.900 bped, disminuyendo 2,5% frente al segundo trimestre de 2020. Durante los seis primeros meses del año, se perforaron y completaron 179 pozos de desarrollo.

Gas natural y GLP

Por su parte, la producción de gas natural y GLP presentó un incremento del 10,2% frente al primer semestre de 2020 y del 8.2% frente al segundo trimestre del año anterior, apalancado principalmente en la mayor producción del Piedemonte, Hocol y Permian (Estados Unidos).

Durante el segundo trimestre la contribución del gas natural y el GLP al total de la producción fue del 20,6%, con un margen EBITDA combinado del 54.1%.

“En relación con nuestras operaciones en la cuenca Permian en Estados Unidos (shale), destacamos el inicio de producción de 31 nuevos pozos durante el trimestre, para un total de 75 pozos desde el inicio de la operación, (22 en 2020 y 53 en lo corrido de 2021). Así mismo, resaltamos el aporte de 21.200 bped antes de regalías durante el segundo trimestre, equivalente a 16.100 bped neto Ecopetrol después de regalías”, agregó Bayón.

Proyectos piloto y refinación

Al cierre del trimestre, fue aprobada la cesión de intereses de participación cruzada con ExxonMobil en los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) en Yacimientos No ConvencionalesKalé y Platero, ubicados en Puerto Wilches (Santander), quedando Ecopetrol como operador, con un 62.5% de interés de participación en Kalé y un 37.5% en Platero.

En Kalé se realizaron encuentros con las comunidades para compartir la descripción y el alcance del proyecto en el marco del desarrollo del Estudio de Impacto Ambiental, mientras que en Platero se realizó el primer diálogo territorial, en conjunto con el Gobierno Nacional y ExxonMobil.

La refinación estuvo marcada por un comportamiento positivo de todas las unidades de negocio, apalancado por la estabilidad de las operaciones, la recuperación de la demanda de productos y el suministro de crudos al país. Con la paulatina recuperación de la demanda, las refinerías alcanzaron niveles de carga consolidada similares en los dos primeros trimestres del año, alrededor de 360.000 barriles por día, con un margen bruto integrado de 9,8 dólares por barril para el semestre.

Colombia: Producción de gas natural aumentó 9,8% en junio

La producción comercializada de gas natural en Colombia fue de 1.065 millones de pies cúbicos por día (mpcd) en junio de 2021, lo que significa un incremento del 9,8% frente a lo registrado en mayo pasado (970,4 mpcpd).

3 de agosto de 2021.   El alza en la producción de gas natural durante junio se debió a la entrada en operación del campo Aguas Vivas en Sahagún, Córdoba, de Canacol, y a un incremento del gas comercializado principalmente en los campos Cusiana, Cusiana Norte (Tauramena, Casanare), Cupiagua Sur (Aguazul, Casanare), Pautó Sur (Yopal, Casanare), Cañahuate (Sahagún, Córdoba) y Nelson (Pueblo Nuevo, Córdoba), debido al comportamiento de la demanda durante el mes.

En comparación con junio de 2020 (1.096 mpcpd), la producción tuvo una disminución del 2,7%.

Durante el primer semestre de 2021 la producción promedio de gas comercializado en Colombia registró un incremento del 3,9%, llegando a 1.070 mpcpd, frente a los 1.029 mpcpd reportados en el mismo periodo de 2020.

En cuanto a la producción de petróleo, en junio de 2021 fue de 694.151 barriles promedio día, una disminución de 1,3% frente a los datos reportados en mayo pasado (703.478 bpd). Con respecto a la producción de junio de 2020 (729.905 bpd) se registró una caída de 4,9%.

La disminución en la producción se presentó principalmente en los campos Rubiales (Puerto Gaitán, Meta), Costayaco (Villagarzón, Putumayo), Moriche, Jazmín, Girasol (Puerto Boyacá, Boyacá), Floreña y Pauto Sur (Yopal, Casanare), debido a fallas mecánicas en los pozos y a los diferentes bloqueos que se presentaron en el país y que impidieron el correcto funcionamiento de las facilidades de producción.

En el primer semestre del 2021, la producción de petróleo alcanzó 729.952 barriles promedio día, lo que muestra una reducción del 10,2% frente al mismo periodo de 2020, cuando se tuvo una producción promedio de 812.927 barriles día.

Finalmente, durante junio de 2021 se inició la perforación de 3 pozos exploratorios y 31 pozos de desarrollo en Colombia, para un total en lo que va del año de 15 pozos exploratorios y 179 de desarrollo. Además, durante este mes se adquirieron 192,5 kilómetros de sísmica 2D equivalente, para un total en el año de 784 kilómetros.

Fuente: Minenergía

Expiden control de advertencia sobre la Regasificadora de Buenaventura

La Contraloría General de la República se sumó a las voces que se oponen a la construcción de la planta de regasificación del Pacífico que, según la entidad, elevarían las tarfifas de gas natural en un 32% .   

3 de agosto de 2021.   A través de un ‘control de advertencia preventivo’, el contralor Felipe Córdoba alertó al ministro de Minas de Minas y Energía y a otros funcionarios del sector, sobre los graves efectos que le traerían al país la construcción de la Planta Regasificadora del Pacífico y el gasoducto de Buenaventura-Yumbo.

El llamado lo hace el funcionario por el “alto riesgo social, económico y ambiental de la obra”, cuyo costo está estimado en más de 700 millones de dólares.  

La recomendación de la construcción de la planta de Buenaventura la ha hecho la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) por medio del Estudio Técnico para el Plan de Abastecimiento de Gas Natural 2019-2028, que contiene la Planta Regasificadora del Pacífico, con una capacidad de regasificación de 400 millones de pies cúbicos diarios, así como el gasoducto Buenaventura-Yumbo, con una longitud de cien kilómetros.

Uno de los hallazgos que detectó la Contraloría, a través del contralor delegado para el sector de Minas y Energía, Orlando Velandia, es que si bien es cierto que el proyecto no se construirá con recursos públicos, este será pagado por los colombianos en las tarifas de gas natural.

“Es decir, estaríamos asumiendo riesgos con alto impacto económico y social al tener un activo construido con un buen propósito, pero con escenarios de oferta y demanda que son hoy objeto de diversos reparos”, advirtió la Contraloría en su pronunciamiento.

El otro gran riesgo que encontró el organismo de control fiscal es el licenciamiento ambiental. “A la fecha, no existe ninguna actuación ante las autoridades ambientales que permita establecer tiempos y el trámite que se requiere no solo para la planta sino para el gasoducto que atravesaría el territorio de varias comunidades indígenas, así como zonas selváticas”, señala un artículo de la Agencia de Periodismo Investigativo.

El control de advertencia, un documento de 18 páginas, le fue entregado por la Contraloría al ministro de Minas Diego Mesa Puyo, a Christian Jaramillo, director de la UPME, y a Jorge Alberto Valencia, presidente de la CREG. Allí se les advierte que la Planta Regasificadora del Pacífico se proyecta como un elefante blanco que cuesta $2,1 billones que salen de los bolsillos de los usuarios con el incremento de tarifas del 32%.

La postura del contralor Felipe Córdoba

En entrevista con la Agencia de Periodismo Investigativo, el contralor General Carlo Felipe Córdoba señaló lo siguiente:

¿Qué representa que la Contraloría General de la República hubiese estrenado la figura del control de advertencia con la Regasificadora del Pacífico?

Un gran avance en la modernización e implementación del nuevo marco del control fiscal, que dotó a la Contraloría General de nuevas competencias requeridas para la vigilancia de lo público. La advertencia es la expresión más importante del control preventivo, ejercido de manera oportuna.

También representa una muestra de nuestro compromiso para que los recursos públicos, que con tanto esfuerzo y bajo las actuales circunstancias destina la Nación a las clases menos favorecidas, cumplan su objetivo social.

Si bien, en este proyecto, cuyo costo estimado es de 711 millones de dólares, no están comprometidos directamente recursos del presupuesto, el impacto negativo del proyecto podría ser enorme en materia de las tarifas que deben pagar los consumidores de gas natural. El incremento podría llegar durante los tres próximos años al 32%.

¿En concreto, cuáles son los factores que llevaron a la entidad a tomar esta decisión?

En primer lugar, la convicción de que, a través del control fiscal, podemos coadyuvar al mejoramiento de la gestión en las entidades públicas, de manera que la inversión pública en proyectos que generen renta y beneficio social puedan llevarse a feliz término.

En este caso en particular, advertimos riesgos de carácter social, económico y ambiental. Sin el soporte técnico necesario, el proyecto da prácticamente por hecho que en 2024 se presentará el más drástico fenómeno de El Niño, que acarreará para el país la pérdida de autosuficiencia en la producción, cuando estudios serios precisan que hay reservas suficientes para 8,5 años.

Con el incremento de las tarifas se vería desincentivado el consumo del gas natural y podríamos regresar al uso de combustibles más baratos, pero mucho más contaminantes. Para nosotros se puede ver afectada, además, la coherencia en la política de transición energética y sobrevendrían riesgos ambientales pues ni siquiera hay avances relacionados con las condiciones para el licenciamiento.

Incluso, la Dirección Marítima y Portuaria ha sugerido la reubicación del proyecto ante el impacto negativo que traería en varios frentes a la bahía de Buenaventura. Así, el impacto de los riesgos identificados trasciende el contenido simplemente patrimonial si se llegaran a materializar.

¿Cuál es su mensaje para los ciudadanos de a pie, quienes vía tarifa iban a pagar parte de esta obra?

La Contraloría les envía un mensaje de tranquilidad y les transmite la garantía de que seguiremos atentos y vigilantes. Tengamos en cuenta que, al no ser vinculante la advertencia formulada, las entidades no están obligadas a acatarla. Tampoco constituye una presunción de responsabilidad contra ninguno de los involucrados. Pero nuestro trabajo como órgano de control no termina aquí. Por el contrario, apenas comienza, puesto que asumimos el compromiso de hacerle seguimiento a la advertencia emitida.

Posición de Naturgas

Desde Naturgas, su presidente encargado Andrés Sarmiento Grisales, dijo que “siempre hemos dicho reiteradamente que el país debe priorizar la producción local de gas natural, teniendo en cuenta el gran potencial que tiene el país en costa afuera, yacimientos convencionales, y no convencionales. Por esa razón vemos una nueva planta de regasificación como un proyecto exclusivamente de respaldo al sistema energético, cuya ubicación deberá depender de los estudios técnicos y de la eficiencia económica del proyecto.

“Le hemos planteado al Gobierno nacional que, antes de adjudicar la nueva planta de regasificación, se determine la demanda a beneficiar y se encuentren eficiencias económicas que protejan a los usuarios, al sector y le den competitividad al gas natural.

“Hemos insistido también en la necesidad de reconocer la participación del sector térmico del interior del país en el proyecto, ya que este tendría un uso esperado del 66% de la capacidad.”

Geopark, ganadora en los ‘2021 Latin America Executive Team’

La multilatina obtuvo el primer lugar en el ranking anual de Institutional Investor, publicación líder del sector financiero, por su desempeño entre compañías de Small-Cap del sector de oil and gas en Latinoamérica.

3 de agosto de 2021.   GeoPark ocupó el primer lugar en las ocho categorías evaluadas, entre ellas Mejor CEO, Mejor CFO, Mejor Profesional de Relaciones con los Inversores (IR), Mejor ESG y Mejor Manejo de Crisis de la Covid-19, una nueva categoría introducida en la clasificación de 2021.

El desempeño de GeoPark también fue resaltado en el ranking de la industria en Latinoamérica, el cual incluye a empresas de todos los tamaños, incluyendo las estatales.

El ranking ´2021 Latin America Executive Team’ es publicado por Institutional Investor a partir de encuestas a analistas de buy-side, administradores de fondos y analistas financieros que cubren América Latina. Los resultados de la encuesta reflejan las opiniones de más de 600 profesionales de 308 empresas de servicios financieros.

Estos son los reconocimientos que obtuvo GeoPark en el ranking ‘2021 Latin America Executive Team’ para compañías de Small-Cap del sector de Petróleo, Gas y Petroquímicos:

  • Mejor CEO: James F. Park
  • Mejor CFO: Andrés Ocampo
  • Mejor Profesional de IR: Diego Gully, 1er lugar combinado y sell-side; Stacy Steimel, 2do lugar combinado y 1er lugar buy-side; Miguel Bello, 2do lugar buy-side.
  • Mejor ESG: Mejor Manejo de la Crisis por COVID-19
  • Mejor Equipo de IR: Mejor Programa de IR
  • Mejor Evento para Inversores/Analistas
En el ranking de compañías de todos los tamaños en la industria de petróleo, gas y petroquímicos, los resultados de GeoPark fueron los siguientes:
  • Mejor CEO: James F. Park, 3er lugar combinado y 2do lugar sell-side.
  • Mejor CFO: Andrés Ocampo, 2do lugar sell-side.
  • Mejor Profesional de IR: Diego Gully, 2do lugar sell-side.
  • Mejor ESG: 3er lugar combinado y 2do lugar sell-side.
  • Mejor Manejo de la Crisis por COVID-19: 3er lugar sell-side.
  • Mejor Equipo de IR: 3er lugar combinado y 2do lugar buy-side.
  • Mejor Programa de IR: 3er lugar sell-side.
  • Mejor Evento para Inversores/Analistas: 3er lugar combinado y 2do lugar sell-side.

Canacol aumenta ventas de gas natural y anuncia descubrimiento

Canacol Energy proporcionó información sobre sus ventas de gas natural de julio de 2021, el programa de perforación de evaluación de Aguas Vivas y el programa de recompra de acciones de la Corporación.

3 de agosto de 2021.    Las ventas contractuales de Canacol de gas natural, las cuales son gas producido, entregado y pagado, fueron 190 millones de pies cúbicos estándar por día (MMscfpd) para julio de 2021, incrementándose un 8% frente a los 175 MMscfpd de junio de 2021.

Por otro lado,el pozo de evaluación Aguas Vivas 2 fue perforado por la Corporación el 12 de junio pasado y alcanzó una profundidad total de 8.728 pies de profundidad medida el 27 de julio.

Las operaciones de perforación fueron suspendidas por aproximadamente un mes debido a las restricciones de la Covid-19 y los efectos del paro nacional.

El pozo Aguas Vivas 2 encontró 229 pies de profundidad vertical verdadera de espesor neto contenedor de gas, con una porosidad promedio de 24% dentro del reservorio de arenisca Ciénaga de Oro, confirmando así un descubrimiento significativo de gas.

Canacol está revistiendo el pozo en preparación para la conexión a producción permanente. Una vez completado el pozo Aguas Vivas 2, la Corporación planea perforar inmediatamente el pozo de evaluación Aguas Vivas 3, para continuar probando el alcance de este nuevo descubrimiento de gas.

Oferta de emisor de curso normal

De otro lado,el 25 de mayo de 2021, la Canacol comenzó a recomprar sus acciones para su cancelación bajo los términos de su oferta de emisor de curso normal aprobada por la Bolsa de Valores de Toronto, y su programa de compra automática de acciones, que limita el máximo diario de compras de acciones a 60.132 acciones por día.

Durante el período del 1 de julio al 31 de julio de 2021, la Corporación recompró 980.000 acciones a un precio promedio de CAD $3.26 por acción.

Así, desde el 25 de mayo de 2021, la Corporación ha recomprado 2.060.000 acciones a un precio promedio de CAD $3.31 por acción.

462 nuevos buses de tecnologías limpias llegan al SITP

La nueva flota beneficiará directamente a más de 1 millón de habitantes de esta localidad. Los buses de tecnología Euro VI reducirán en un 99% las emisiones de material particulado.

2 de agosto de 2021.   TRANSMILENIO, a través del concesionario EMASIVO 10 y EMASIVO 16, pondrá en operación 462 nuevos buses de tecnología Euro VI, que prestarán su servicio a los usuarios del componente zonal, desde la localidad de Suba a través del Sistema Integrado de Transporte Público de Bogotá (SITP).

Con la entrada de esta nueva flota se beneficiarán aproximadamente 1.200.000 habitantes de la localidad de Suba. Se trata de 323 buses marca Scania Euro VI a gas natural, de tipología padrón, con capacidad para 80 pasajeros, y 139 vehículos Volkswagen de tipología busetón, con capacidad para 50 pasajeros y de tecnología Diésel Euro VI.

Los 462 nuevos buses cuentan con Wifi y puertos USB para la recarga de dispositivos móviles, ruteros electrónicos, plataformas y espacios accesibles para personas en condición de discapacidad, sensores de cabina y motor, sistema de videovigilancia, frenos ABS y cabina de conductor aislada del habitáculo de los pasajeros.

La nueva flota iniciará operación el 7 de agosto, con la entrada en funcionamiento de los primeros 134 vehículos que prestarán el servicio a través de las siguientes nuevas rutas del componente zonal:

  • DG208 Puente de Guadua – Metrovivienda
  • CA129 Bilbao – Germania
  • CA127 Fontanar del Río – Germania
  • CA124 Bilbao – Centro

Luego, el 21 de agosto entrará un segundo lote de 86 nuevos buses, a través de las rutas zonales:

  • CH131 Bilbao – Diana Turbay
  • CG147 Bilbao – Metrovivienda

Los 242 buses restantes, para completar la flota de 462 vehículos, entrarán en operación a finales de agosto y principios de septiembre en la localidad de Suba.

Además del beneficio para los usuarios del componente zonal del Sistema, se generarán 1.430 nuevos empleos directos entre conductores (1.200), mecánicos (140) y personal administrativo (90).

Adicionalmente, se espera que el proyecto de concesión genere empleos indirectos en procesos relacionados con lavado de vehículos, servicios generales y vigilancia privada, entre otros.

Cabe señalar que los 462 nuevos vehículos son de estándar de emisión EURO VI, con un óptimo desempeño ambiental. Con la entrada de los nuevos buses, se dejarán de emitir cerca de 5,3 toneladas anuales de material particulado, pues saldrán de operación vehículos obsoletos con estándar de emisión Euro II, para dar paso a buses con estándar de emisión Euro VI, que reducen en 99% las emisiones de material particulado frente a un vehículo Euro II.

Con la entrada de esta flota en la localidad de Suba, en total se habrán vinculado a través de los concesionarios de TransMilenio, un total de 2.114 buses nuevos como parte de la renovación del componente zonal del Sistema, incluyendo los primeros 483 de 1.485 buses eléctricos contratados por TRANSMILENIO S.A..

Los usuarios de estos 462 nuevos buses se beneficiarán con la validación a bordo a través de la tarjeta TuLlave. Los usuarios que tengan la tarjeta personalizada pagarán $2.300 en bus alimentador y $200 en el portal o estación donde realicen el transbordo a los buses rojos troncales, es decir, los mismos $2.500 que pagan hoy en el componente troncal. También podrán hacer transbordo a otras rutas zonales a cero pesos.

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