Autor: Martín Rosas

Industria
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En mayo la producción de gas creció 3,3% y la de petróleo cayó 3,9%

by Martín Rosas

Además, en ese mes los bloqueos impidieron la comercialización del GLP en Cusiana, Cupiagua y Andina.

6 de julio de 2021.   La producción comercializada de gas en Colombia fue de 970,4 millones de pies cúbicos por día (mpcd) en mayo de 2021, lo que significa un incremento del 3,3% frente a lo registrado en el mismo mes de 2020 (938,7 mpcpd).

No obstante, en comparación con abril de 2021 (1.057 mpcpd), la producción tuvo una disminución del 8,2%.

Este comportamiento en la producción durante el mes de mayo se debió a una menor producción en los campos Cupiagua Sur (Aguazul, Casanare), Pauto Sur (Yopal, Casanare), La Belleza (Plato, Magdalena) y Chuchupa (Manaure, La Guajira), debido al comportamiento de la demanda de gas durante el mes de los bloqueos.

Durante los primeros cinco meses de 2021 la producción promedio de gas comercializado en Colombia registró un incremento del 5,4%, llegando a 1.071 millones de pies cúbicos por día (mpcpd) frente a los 1.016 mpcpd reportados en el mismo periodo del 2020.

En cuanto a la producción de petróleo, en mayo de 2021 fue de 703.478 barriles promedio día (bpd), una disminución del 3,9% frente a los datos reportados en mayo de 2020 (732.120 bpd).

Con respecto a la producción de abril pasado (745.488 bpd) se registró una caída de 5,6%.

La disminución en la producción se presentó principalmente en los campos Andina (Tame, Arauca), Cohembí (Puerto Asís, Putumayo), Índico (Cabuyaro, Meta), Acordionero (San Martín, Cesar) y Rubiales (Puerto Gaitán, Meta), debido a los diferentes bloqueos que se presentaron en el país y que impidieron el correcto funcionamiento de las facilidades de producción.

En lo corrido del año, la producción de petróleo alcanzó 737.113 barriles promedio día, lo que muestra una reducción del 11,1% frente al mismo periodo de 2020, cuando se tuvo una producción de 829.531 barriles día.

Finalmente, durante mayo de 2021 se inició la perforación de 3 pozos exploratorios y 25 pozos de desarrollo en Colombia, para un total en lo que va del año de 12 pozos exploratorios y 148 de desarrollo.

Gas Natural
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Industria del gas natural vacunará a más de 21.200 empleados

by Martín Rosas

Dentro de las personas que se vacunarán se encuentran empleados de Naturgas, Alcanos, Canacol Energy, Drummond Energy, Ecopetrol, Efigas, EPM, Frontera Energy, Gases del Caribe, Gases del Oriente, Hocol, Metrogas, Progasur, Terpel, TGI y Vanti, entre otros.

6 de julio de 2021.   La Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) informó que gracias a la labor del sector industrial y del gobierno Nacional se vacunará a 21.248 empleados de varias empresas de producción, transporte y distribución de gas natural.

“La salud de los trabajadores de esta industria es una prioridad para nosotros, y gracias al programa ‘Empresarios por la vacunación’ logramos adquirir dosis para los colaboradores de esta industria. Ha sido más de un año difícil para el país, que ha exigido del mayor aporte de este sector para garantizar el servicio a quienes más lo necesitan y continuar el aporte en el mejoramiento de la calidad de vida de las familias y de la competitividad de los comercios”, afirmó Andrés Sarmiento, presidente encargado de Naturgas.

Dentro de las más de 21.200 personas que se vacunarán a través de esta iniciativa se encuentran empleados de Naturgas, Alcanos, Canacol Energy, Drummond Energy Ecopetrol, Efigas, EPM, Frontera Energy, Gases del Caribe, Gases del Oriente, Hocol, Metrogas, Progasur, Terpel, TGI y Vanti, entre otros.

El Grupo Ecopetrol, con sus diez empresas ya comenzó a vacunar a cerca de 12 mil colaboradores, la mitad de los que se vacunarán en el sector del gas natural, dentro de la estrategia ‘Empresas por la vacunación’ que coordina la ANDI.

Las empresas del Grupo son: Ecopetrol, Esenttia, Cenit, Hocol, Ecodiesel, Ocensa, ODL, Reficar, ODC y Equión.

Industria
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La UPME adjudicó el primer sistema de almacenamiento de energía con baterías

by Martín Rosas

El proyecto fue adjudicatario el pasado 2 de julio a Canadian Solar Energy Colombia, con una oferta de COP$72.066’090.772. Se estima como fecha de entrada en operación del proyecto el 30 de junio de 2023.

5 de julio de 2021.   En un hito para el desarrollo del sector eléctrico del país, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) adjudicó la convocatoria para el diseño, adquisición de los suministros, construcción, instalación, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento del primer proyecto de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías del país, el cual estará ubicado en el departamento del Atlántico.

En la audiencia pública virtual se presentaron como proponentes Engie Colombia Energía, Proeléctrica, Celsia Colombia, Interconexión Eléctrica, Sociedad Stem Terpel, Canadian Solar Energy Colombia, Grupo Energía Bogotá, Abo Wind Renovables Proyecto Diez, AIR-E y SAEB Atlantic, resultando adjudicatario Canadian Solar Energy Colombia con una oferta de COP$72.066.090.772.

El sistema de almacenamiento con baterías adjudicado incorporará una nueva tecnología en el sistema eléctrico colombiano, con una capacidad de entrega al sistema de 45 MW, que evitará recurrir a generación de energía eléctrica de

manera local y obligada ante fallas de las líneas de transmisión de la red regional. Se estima como fecha de entrada en operación del proyecto el 30 de junio de 2023.

“El diseño del sistema de almacenamiento correrá por cuenta del inversionista y hará más segura y eficiente la operación del sistema, a través del almacenamiento de energía durante cierto tiempo”, señaló la entidad a través de un comunicado.

GNL
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Primeras estaciones de GNL del norte de Perú abrirán a fines de 2021

by Martín Rosas

Quavii, marca comercial de la empresa Gases del Pacífico y que es parte de Promigas, planea poner en marcha las primeras dos estaciones de servicio de GNL del norte del país.

2 de julio de 2021.   Los puntos de carga abrirán en los últimos meses de 2021 y permitirán suministrar gas natural licuado (GNL) a vehículos pesados ubicados en los departamentos La Libertad y Lambayeque, reportó el periódico La Republica.

Ambas gasineras, que se ubicarán en las localidades de Alto Moche en Trujillo y de Chiclayo, formarán parte de lo que será el Corredor Verde, el cual ya cuenta con una estación de GNL en Lima.

“Se trata de un paso muy importante en la movilidad sostenible porque estamos apostando por infraestructura donde los vehículos de carga pesada pueden abastecerse del combustible. De esa manera, incentivaremos la demanda, para que cada vez más vehículos se conviertan al GNL”, dijo Miguel Maal, gerente general de Promigas Perú.

Maal también indicó que ve un futuro muy alentador para el GNL, debido a que se trata de un combustible muy eficiente en todos los sectores, y que brinda beneficios económicos y ambientales para los usuarios y el país.

Además, informó que Quavii viene trabajando en proyectos para impulsar el uso de GNL en operaciones mineras y que están apuntando específicamente a dos rubros: movilidad de tractores mineros y proyectos de generación eléctrica en sitio.

“Debemos darle un mayor incentivo al uso del GNL, no solamente en el sector de transporte de carga pesada, sino también para su ingreso al sector minero. Ahí tenemos que trabajar para que se puedan establecer esquemas de mediano y largo plazo, que permitan que estas inversiones se puedan recuperar”, agregó el empresario.

Industria
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Empresas podrán pagar regalías a través de obras en los territorios

by Martín Rosas

El Ministerio de Minas y Energía publicó la resolución 40207 del 30 de junio de 2021 que reglamenta la modalidad: obras por regalías. El mecanismo aplica a las asignaciones directas de municipios y departamentos, que para el bienio 2021-2022 se estiman en $3,8 billones.

2 de julio de 2021.   El Ministerio de Minas y Energía reglamentó la posibilidad que las empresas que producen recursos naturales no renovables paguen las regalías derivadas de su actividad a través de obras de infraestructura o proyectos de inversión en los territorios donde operan.

La resolución 40207 del 30 de junio de 2021 puede ser aplicada por las entidades territoriales beneficiarias de asignaciones directas para el bienio 2021-2022, que alcanza los $3,8 billones.

“Expedimos la reglamentación que permite el pago de regalías con obras y que les permitirá a los municipios y departamentos tener en las empresas un aliado estratégico para la ejecución de sus asignaciones directas. Con Obras por Regalías las compañías podrán visibilizar los recursos que pagan como contraprestación de su actividad en obras, lo que promueve el desarrollo y el cierre de brechas en los territorios”, aseguró el ministro de Minas y Energía Diego Mesa.

El documento establece que para que las empresas accedan a la modalidad de Obras por Regalías, deberán haber obtenido ingresos brutos superiores a 33.610 Unidades de Valor Tributario (UVT) durante la vigencia fiscal anterior (enero-diciembre), y que ambas partes (las empresas y la entidad territorial) suscriban de manera voluntaria un Documento de Acuerdo en el que se establezca el proyecto, el valor y el cronograma.

Las regalías solo se considerarán pagadas después de que la entidad territorial reciba a satisfacción la obra, expida una certificación en este sentido y la autoridad competente, ya sea la Agencia Nacional de Minería (ANM) o la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), acredite la obra como pago por regalías.

“Un importante paso que otorga la modalidad de Obras por Regalías es la promoción de la mano de obra local calificada y no calificada en la ejecución de los proyectos, con el objetivo de brindar oportunidades de empleo, apostándole a la formación del talento humano y al desarrollo local”, aseguró el ministro Mesa.

Finalmente, en concordancia con el nuevo Sistema General de Regalías, esta modalidad de pago promueve los principios de desarrollo competitivo y productivo del territorio y la planeación con enfoque participativo, democrático y de concertación con las comunidades, al priorizar proyectos de inversión, en cualquier sector, y que se determinen a partir de los ejercicios de planeación realizados las entidades territoriales, garantizando su autonomía en la selección de las iniciativas.

GNL
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El GNL sigue rompiendo récords mundiales

by Martín Rosas

Pese a la pandemia de la Covid-19, el 2020 fue un buen año para el gas natural licuado (GNL), con aumentos en producción y comercio. Asia se posiciona como el continente más atractivo para el energético.  

2 de julio de 2021.   De acuerdo con el Reporte Mundial del GNL 2021 de la Unión Internacional del Gas (IGU, por su sigla en inglés), pese a la pandemia, en 2020 el mundo adicionó 20 millones de toneladas por año (MTPA) de capacidad de licuefacción de gas natural, todas agregadas por Estados Unidos. Un aumento del 5% frente a 2019, para completar una capacidad global de 452,9 MTPA.

Los mayores productores siguen siendo también los mayores exportadores, en su orden: Australia, Qatar y Estados Unidos.

Además, en la actualidad se encuentran a la espera de decisión final de inversión proyectos con una capacidad total de 892,4 MTPA, con lo cual se duplicaría la capacidad actual de licuefacción mundial. Los mayores proyectos se encuentran en países líderes del mercado: Estados Unidos, Canadá, Australia y Rusia.

En cuanto a la regasificación, a febrero de 2021 el mundo contaba con una capacidad estimada de 850 MTPA, al tiempo que 147,3 MTPA de nueva capacidad de regasificación se encontraba en construcción.

Comercio sigue imparable

Aunque la Covid-19 afectó el mercado mundial de GNL, disminuyendo la utilización de la capacidad instalada y obligó a retrasos en proyectos con capacidad de 32 MT de regasificación, al cierre de 2020 se transaron a nivel mundial 356,1 millones de toneladas (MT) de GNL, 1,4 MT más que en 2019.

Los principales exportadores fueron Australia con 77,8 MT, Qatar con 77,1 MT, Estados Unidos con 44,8 MT y Rusia con 29,6 MT.

Por su parte, los principales importadores fueron Japón con 74,4 MT (2,4 MT menos que en 2019), China con 68,9 MT (7,2 MT más que en 2019), e India con 26,6 MT (2,7 MT más que en 2019).

Así las cosas, la flota global de buques que transportan GNL llegó a 572 al cierre de 2020, 35 más que en 2019.

Como datos curiosos, dentro del continente asiático el año pasado se movieron 84,3 MT de GNL, mientras que la Unión Europea importó 81,6 MT, y las exportaciones estadounidenses de GNL aumentaron un 33% interanual en 2020.

El GNL como combustible

El uso del GNL como combustible para transporte por carreteras creció igualmente en 2020, alcanzando casi 12 MT y proporcionando una alternativa de bajo costo y bajas emisiones frente a la gasolina y el diésel.

Por su parte, el consumo de GNL como combustible marino alcanzó 1,5 MT al cierre de 2020, un aumento del 100% frente a 2019 cuando fue de 0,75 MT, convirtiéndose en la opción más popular para una flota en rápida expansión.

Además de que no representa ningún riesgo de contaminación para los océanos en caso de derrames del combustible, las ventajas del GNL marino son que tiene ya un historial de seguridad de medio siglo, ofrece una mayor densidad energética frente a otros combustibles propuestos como el hidrógeno y el amoníaco, los precios son competitivos y está fácilmente disponible.

Con esas ventajas y frente a la urgencia de combatir el cambio climático, para la IGU “esperar a la reconversión de los buques no es una opción”, pues el GNL reduce sustancialmente los gases de efecto invernadero.

Industria
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Ecopetrol constituye comercializadora en Singapur

by Martín Rosas

Ecopetrol busca expandir operaciones de comercialización de crudos y productos en ese continente. Actualmente, cerca del 50% de las ventas de crudo de Ecopetrol tienen como destino Asia.

1 de julio de 2021.   Ecopetrol constituyó una nueva sociedad que se integrará a su Grupo Empresarial para consolidar su posicionamiento en el mercado asiático a través de la captura de nuevos clientes y destinos.

La sociedad, denominada Ecopetrol Singapore Pte Ltd, cuenta con un capital social suscrito según las exigencias de la regulación en Singapur y sobre la cual Ecopetrol S.A. tendrá una participación directa del 100%.

Adicionalmente, esta sociedad será propietaria del 100% del capital social de una segunda sociedad, Ecopetrol Trading Asia Pte Ltd, la cual será constituida en los próximos días, y que tiene como objeto principal la comercialización internacional de crudos y productos del Grupo Empresarial en esa región. Estará también localizada en Singapur, epicentro de comercialización de Asia, el mercado de mayor crecimiento en el mundo. Ecopetrol S.A. será titular del 100% de su capital por vía indirecta.

Ecopetrol Trading Asia Pte Ltd, se enfocará en la identificación de mayores oportunidades de mercado, con el fin de ofrecer más flexibilidad y opciones a sus clientes. Además, permitirá maximizar los márgenes de comercialización a través de eficiencias operativas y financieras, al tiempo que aportará mayor competitividad a los crudos pesados del Grupo Ecopetrol en un entorno de transición energética.

“Este es un hito importante para Ecopetrol y el país dado que abre más fronteras para la negociación de nuestros crudos y productos. Con esta comercializadora esperamos alcanzar un mayor acercamiento con nuestros clientes actuales y potenciales en Asia, al tiempo que tendremos una mejor y eficaz lectura de este mercado para aprovechar al máximo las oportunidades que ofrece”, dijo Pedro Manrique, Vicepresidente Comercial y de Mercadeo de Ecopetrol.

Ambas sociedades iniciarán operaciones en 2022. De esta forma se consolida la estrategia de internacionalización y diversificación comercial de la compañía, que se ha venido incrementando en el mercado asiático en los últimos años. Actualmente, alrededor del 50% de las ventas de crudo de la Empresa tienen como destino Asia, una cifra cinco veces mayor a la de hace 12 años.

Alternativos
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WEC identificó 13 puntos clave de la Ley de Transición Energética

by Martín Rosas

La nueva Ley de Transición Energética aprobada recientemente por el Congreso de la República será una plataforma que dinamizará, a partir de incentivos tributarios, arancelarios y contables, fuertes inversiones en el sector.

30 de junio de 2021.   De acuerdo con Consejo Mundial de Energía, WEC Colombia, la nueva ley le permitirá al país afianzarse como líder regional en ese frente, al tiempo que llegará con soluciones innovadoras y eficientes a zonas y sectores de la población que demandan energía.

Daniel Díaz, secretario Ejecutivo del WEC Colombia, destacó los incentivos y la variedad de fuentes energéticas que se potencializan con esta nueva legislación, que, en su opinión, colocan a Colombia en altos estándares mundiales relacionados tanto con la apertura hacia una variedad de fuentes no convencionales de energía como con el cuidado del ambiente para enfrentar el cambio climático.

Trece aspectos clave

  • Se dinamiza el mercado energético a través de la utilización, desarrollo y promoción de fuentes no convencionales de energía, la reactivación económica del país y el fortalecimiento de los servicios públicos de energía eléctrica y gas combustible.
  • Se promueven el desarrollo y fuentes no convencionales de energía, sistemas de almacenamiento y eficiencia energétcia, principalmente aquellas de carácter renovable, mediante su integración al mercado eléctrico y su participación en las zonas no interconectadas.
  • Asimismo, la prestación de servicios públicos domiciliarios, alumbrado público y otros usos energéticos como medio necesario para el desarrollo económico sostenible, la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y la seguridad de abastecimiento energético.
  • Se promueve, estímula e incentiva el desarrollo de las actividades de producción, utilización, almacenamiento administración, operación y mantenimiento de las fuentes no convencionales de energía, principalmente aquellas de carácter renovable, así como el uso eficiente de la energía, que además se declaran como asunto de utilidad pública e interés social.
  • Con los recursos del Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE) se podrán financiar parcial o totalmente, planes, programas y proyectos en el Sistema Interconectado Nacional y en Zonas No Interconectadas dirigidos a promover, estructurar, desarrollar, implementar o ejecutar Fuentes No Convencionales de Energía y Gestión Eficiente de la Energía.
  • Para fomentar el uso de la energía procedente de fuentes no convencionales estarán excluidos del IVA los equipos, elementos, maquinaria y servicios nacionales o importados que se destinen a la preinversión e inversión, para la producción y utilización de energía a partir de las fuentes no convencionales.
  • Las personas naturales o jurídicas que, a partir de la vigencia de la presente ley, sean titulares de nuevas inversiones en nuevos proyectos de fuentes no convencionales de energía, gozarán de exención del pago de los derechos arancelarios de importación de maquinaria, equipos, materiales e insumos destinados exclusivamente para labores de reinversión y de inversión en dichos proyectos.
  • Las actividades de generación a partir de fuentes no convencionales de energía y de gestión eficiente de la energía, gozarán del régimen de depreciación acelerada.
  • El Gobierno Nacional pondrá en marcha instrumentos para fomentar e incentivar los trabajos de exploración e investigación del subsuelo para el conocimiento del recurso geotérmico para la generación de energía eléctrica.
  • El Ministerio de Minas y Energía podrá incentivar el desarrollo e investigación de energéticos que provengan de fuentes orgánicas (origen animal o vegetal) o renovable, con el fin de expedir la regulación que permita incluirlos dentro de la matriz energética nacional.
  • El Gobierno Nacional definirá los mecanismos, condiciones e incentivos para promover la innovación, investigación, producción, almacenamiento, distribución y uso del hidrógeno destinado a la prestación del servicio público de energía eléctrica, almacenamiento de energía, y descarbonización de sectores como transporte, industria e hidrocarburos, entre otros.
  • El Hidrógeno Verde y el Hidrógeno Azul serán considerados como FNCER.
  • Las inversiones, los bienes, equipos y maquinaria destinados a la producción, almacenamiento, acondicionamiento, distribución, reelectrificación y uso final del Hidrógeno Verde e Hidrógeno Azul, gozarán de los beneficios de deducción en el impuesto de renta, exclusión del IVA, exención de aranceles y depreciación acelerada.
Gas Natural
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Obstáculos en once proyectos tienen atrapados 735 MPCD adicionales de gas

by Martín Rosas

La ACP dice que Colombia tiene gas natural suficiente en el subsuelo, pero diferentes obstáculos impiden su desarrollo. La situación preocupa, pues desde 2011 las reservas probadas han caído un 46%.

30 de junio de 2021.    Once proyectos con un potencial de producción de 735 millones de pies cúbicos diarios (MPCD), el 75% del consumo actual, están varados por cuatro tipos de contingencias, señala el más reciente Informe Económico elaborado por la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP).

De acuerdo con el estudio, hay cuatro tipos de contingencias que tienen atrapado el gas natural y que impiden que llegue a los usuarios. El primer obstáculo señalado es el de infraestructura y afecta a cuatro proyectos con un potencial de 250 MPCD, especialmente en la costa Caribe.

Con relación a la infraestructura, Francisco José Lloreda, presidente de la ACP, señala que se requiere conectar los campos de Córdoba y Sucre al sistema nacional de transporte o la construcción del gasoducto Jobo-Antioquia.

El otro obstáculo es la falta de conexión de los dos mercados de gas del país, el de la Costa y el Interior, para lo cual solo se requiere conectar los gasoductos de Promigas y TGI en Ballena, que los separan menos de 50 metros, un proyecto que espera desde 2017 y hasta la fecha no se ha realizado.

Otros cuatro proyectos están paralizados por temas de comunidades, con un potencial de 250 MPCD, ubicados especialmente en el piedemonte llanero.

La tercera contingencia señalada por el informe está relacionada con el proyecto offshore de Orca, con un potencial de 150 MPCD, pero que está pendiente de decisión de inversión por parte de Ecopetrol.

La cuarta contingencia está relacionada con el éxito exploratorio, que afecta a dos proyectos con una capacidad de 85 MPCD.

La ruta de la autosuficiencia

De acuerdo con la ACP, para que el gobierno garantice la autosuficiencia de gas natural con producción nacional, se debe seguir una ruta para remover los obstáculos mencionados.

La primera medida consiste en facilitar la exploración y producción de nuevos campos, para lo cual se pide celeridad en las licencias ambientales y trabajar en conjunto con el gobierno y las comunidades.  

Otra vía de solución es generar tarifas competitivas para los gasoductos, pues la regulación lleva diez años que no se actualiza, generando un discusión estructural sobre los costos de transporte. Sobre este tema la CREG sacó a comentarios la nueva estructura tarifaria, que según la ACP va en la dirección correcta.

Tal vez una de las soluciones más sencillas y más inmediatas es la conexión de los dos sistemas de transporte, pero resulta absurdo que desde 2017 no se haya hecho la conexión de menso de 50 metros entre los dos gasoductos troncales.

Otra vía de solución que señala el informe es flexibilizar la comercialización de gas, pues la regulación actual genera distorsiones y deja gas atrapado en los campos, para lo cual se requiere que la GREG expida la nueva regulación de comercialización.

Acerca de los campos offshore, la solución planteada por la ACP es darle agilidad a la regulación de comercialización de estos campos.

Finalmente, la ACP recomienda evitar asimetrías en la competencia con el gas importado, para darle prioridad al gas nacional y se genere así la anhelada autosuficiencia.

Vehicular
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Perú: Lima y Callao sumarán buses más limpios

by Martín Rosas

Durante 20 días, fabricantes, operadores de transporte, entidades públicas y privadas, así como la ciudadanía podrán realizar sugerencias y aportes sobre el proyecto presentado por la Autoridad de Transporte Urbano para Lima y Callao (ATU).

29 de junio de 2021.   Con el objetivo de estandarizar la flota que ingrese a prestar el servicio de transporte público, como resultado del proceso de renovación del parque automotor con vehículos amigables con el medio ambiente, la Autoridad de Transporte Urbano para Lima y Callao (ATU) prepublicó el Proyecto de Estándar de Bus Patrón a GNV y Diésel.

Mediante la resolución N° 009-2021-ATU/DIR, publicada en el diario oficial El Peruano, se establecen las especificaciones técnicas referidas a la carrocería, combustible, tipo de motor, tecnología, seguridad, accesibilidad y confort de los pasajeros.

El bus patrón a GNV y diésel cuenta con diferentes características para adaptarse tanto a las necesidades de la demanda de los viajes como a la geografía de la ciudad. Pueden ser buses articulados de 9, 12 y 18 metros, o biarticulados de 27 metros con una capacidad de entre 40 y 250 pasajeros. 

Un punto relevante del estándar es la mirada hacia un cambio sostenible que contribuya a proteger el medio ambiente. Por ello, la incorporación de vehículos para el transporte público deberá cumplir con las normativas Euro V y VI.

La ATU señaló que trabaja hacia un cambio importante en el transporte público ofreciendo un servicio seguro, cómodo y de accesibilidad universal. A su vez, impulsa la incorporación de tecnologías limpias con la finalidad de lograr un sistema integrado de transporte público, amigable con el medio ambiente y así disponer de un servicio de calidad.

Además, como parte de las políticas inclusivas de la autoridad, dichas unidades contarán con rampas y plataformas con elevadores para facilitar el acceso de las personas con movilidad reducida. También tendrán en su interior wifi, cargadores de celulares, sistema de ventilación, aire acondicionado y un rack para bicicletas en la parte frontal, entre otras características técnicas. 

Fuente: ATU

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