Las ventas de vehículos eléctricos caerán 18% en 2020 a nivel global

El mercado de vehículos eléctricos es más resistente que el de automóviles en general,  para el cual se proyecta una caída de un 23% debido a la crisis económica y de salud.

19 de mayo de 2020.    Un informe de Bloomberg proyecta que en el ámbito global la venta de vehículos eléctricos para pasajeros caerá un 18% en 2020, llegando a 1,7 millones en todo el mundo, dado a la crisis del coronavirus que está interrumpiendo un fuerte crecimiento de diez años sucesivos.

Sin embargo, predice que las ventas de automóviles con motor de combustión caerán aún más rápido este año (un 23%), y la electrificación de los medios de transporte a largo plazo se acelerará en los próximos años. 

La edición anual más reciente del Long-Term Electric Vehicle Outlook, publicado por la empresa de investigación BloombergNEF (BNEF), muestra que los modelos eléctricos serán el 58% de las ventas mundiales de automóviles de pasajeros nuevos en 2040, llegando a componer 31% de toda la flota automovilística. Para aquél año, los modelos eléctricos constituirán un 67% de todos los autobuses, además del 47% de vehículos de dos ruedas y el 24% de vehículos comerciales ligeros.
Implicaciones para el petróleo y la electricidad

La electrificación de los medios de transporte, especialmente en la forma de vehículos de dos ruedas, ya está quitando casi un millón de barriles de la demanda de petróleo al día. Para 2040, se estima que quitará 17,6 millones de barriles al día. Los vehículos eléctricos (EVs) de todo tipo añadirán un 5,2% a la demanda global de electricidad en 2040, de acuerdo a las predicciones.

Colin McKerracher, jefe de análisis de transporte avanzado para BNEF, comentó: «Se espera que a causa de la pandemia Covid-19 habrá una fuerte caída en las ventas de automóviles en 2020 a nivel global. Se están planteando preguntas difíciles acerca de las prioridades de los fabricantes y sus capacidades de financiar la transición. La trayectoria a largo plazo no ha cambiado, pero el mercado será inestable durante los próximos tres años».

El análisis de BNEF sugiere que las ventas mundiales de automóviles con motor de combustión interno (ICE por su sigla en inglés) alcanzaron su máximo en 2017 y continuarán su descenso a largo plazo después de una recuperación temporal tras la crisis. Por primera vez, BNEF estima que las ventas de todo tipo de vehículos de pasajeros alcanzarán un pico en 2036, ya que los cambios demográficos globales, el alza de la urbanización y el crecimiento de la movilidad compartida superarán los efectos del desarrollo económico, aunque el tamaño de la flota sigue creciendo. Se proyecta que los modelos eléctricos representarán el 3% de las ventas de automóviles globales en 2020. Para el 2023, alcanzarán el 7% de ventas, con unas 5,4 millones de unidades.

La continuación de la caída de los precios de baterías de litio hará que la vida útil y el costo inicial de un automóvil eléctrico se ‘crucen’ con los equivalentes de modelos ICE alrededor del 2025, en promedio. Sin embargo, la fecha puede cambiar significativamente dependiendo del mercado, llegando tan pronto como el 2022 para automóviles grandes en Europa, o hasta el 2030 o después para autos pequeños en India y Japón.

El pronóstico de este año abre nuevos caminos al examinar las posibilidades para crecimiento de los vehículos eléctricos de dos ruedas y de células de combustible, que usan hidrógeno. La tecnología de células de combustible representará el 3,9% de las ventas de automóviles pesados y el 6,5% de ventas de autobuses municipales a nivel mundial en 2040, con la mayor parte en Asia Oriental y partes de Europa. Las células de combustible no penetrarán a los mercados de vehículos de pasajeros o comerciales ligeros.

El informe estima que los vehículos totalmente autónomos o ‘robotaxis’ empezarán a desempeñar un papel más importante a finales de los 30, con la ayuda de la creciente implementación de sistemas avanzados de asistencia al conductor (ADAS, por su sigla en inglés) y la construcción de cadenas de suministro de sensores.

Aleksandra O’Donovan, jefe de análisis de transportes electrificados para BNEF, indicó: «Hemos examinado la infraestructura de carga de vehículos eléctricos de la manera más detallada como nunca lo habíamos hecho anteriormente. Calculamos que el mundo necesitará alrededor de 290 millones de puntos de recarga para 2040, incluyendo 12 millones en lugares públicos, con una inversión acumulada de 500 mil millones de dólares.»
BNEF estima que la carga en viviendas, oficinas y sitios comerciales privados representará el 78% de esta inversión. La inversión a nivel global en infraestructura de puntos de recarga públicos será de $111 mil millones de dólares acumulados en 2040. La mayoría de esta inversión podría ser facilitada por el sector privado de forma rentable a medida que las tasas de utilización aumenten en la década de 2020, pero es posible que se necesite el apoyo gubernamental en algunos países.

Actualmente hay más de 7 millones de vehículos eléctricos particulares en la carretera, junto con más de 500.000 e-buses, y casi 400.000 camiones y furgonetas de entrega y 184 millones de ciclomotores, scooters y motocicletas eléctricas a nivel mundial. La mayoría de los e-buses y vehículos eléctricos de dos ruedas en tránsito están hoy en China.

El informe también explica el impacto de la crisis del coronavirus en el transporte público. Se estima que se trata de más que un efecto de corto plazo causado por la cuarentena. Es probable que haya una reducción duradera en el número de pasajeros de autobuses municipales y servicios de metro, causando más tráfico en las ciudades. Los operadores de movilidad compartida han sufrido, pero se recuperarán rápido con el alza de los servicios de entrega de alimentos, logística y micromovilidad.

Ecopetrol da alivio económico a pequeños proveedores

El beneficio cobija a más de 1.500 proveedores de Santander, Norte de Santander, Arauca, Casanare, Meta y Putumayo. La medida se mantendrá por dos meses con el objetivo de facilitar la liquidez y fomentar la protección de empleos locales.

19 de mayo de 2020.   Ecopetrol puso en marcha un mecanismo para aliviar la situación financiera de cerca de 1.508 proveedores de bienes y servicios locales, calificados como micro, pequeñas y medianas empresas que prestan sus servicios a la empresa en diferentes regiones del país.

Se trata del anticipo o ‘pronto pago’ sin descuento por cerca de $60.000 millones mensuales, que les permitirá a estas empresas preservar sus actividades económicas, apalancar su flujo de caja, mantener el empleo y mitigar el impacto derivado de la pandemia covid-19.

La figura de ‘pronto pago’ se puso en marcha tras un detallado análisis por parte de Ecopetrol y la aplicación de criterios normativos de tipo económico, financiero y facturación de cada una de las compañías seleccionadas.

La medida se implementó desde el pasado 23 de abril y se mantendrá vigente hasta el próximo 8 de junio. A la fecha se han hecho anticipos para el pago de 3.876 facturas por $21.801 millones en abril y $48.698 millones correspondientes a mayo, que benefician a 471 pequeños y medianos empresarios locales.

La iniciativa garantiza recursos a pequeños y medianos proveedores locales que prestan sus servicios en los sectores de salud y mantenimiento general en los departamentos de Santander, Norte de Santander, Arauca, Vichada, Casanare, Meta y Putumayo.

Las empresas seleccionadas en este plan de alivios han prestado sus servicios o entregado a satisfacción los bienes pactados contractualmente y sus facturas fueron radicadas de acuerdo con la normatividad vigente de Ecopetrol.

Canacol aumentó en 65% ventas de gas en primer trimestre de 2020

Canacol Energy Ltd. reportó sus resultados financieros y operacionales para los tres meses terminados el 31 de marzo de 2020, con cifras positivas en ventas y en el EBITDAX.

17 de mayo de 2020.   Charle Gamba, presidente y CEO de Canacol Energy, el segudo mayor productor de gas natural en Colombia, dijo que «el primer trimestre de 2020 marcó un hito para la Corporación, ya que logramos ventas récord de gas natural de 202 millones de pies cúbicos diarios (MMscfpd), un 65% más que en el primer trimestre de 2019 y un 12% más que en el último trimestre de 2019.  También cerramos el primer trimestre de 2020 con $49 millones en efectivo, y seguimos bien financiados para ejecutar el resto del programa de capital de 2020.”

En el primer trimestre de 2020, Canacol anunció que sus reservas al 31 de diciembre de 2019 cerraron con un índice de reemplazo de reservas probadas más probables («2P») de 224%, junto con un aumento del 12% en las reservas 2P año a año.

La Corporación también anunció que en el primer trimestre del año perforó dos pozos exitosos de gas natural: Nelson-14 y Clarinete-5. El pozo de desarrollo Clarinete-5 se terminó de perforar en marzo de 2020 y encontró gas a 309 pies de profundidad, dentro del reservorio primario de arenisca Ciénaga de Oro, lo que representa el espesor neto contenedor de gas más grueso de cualquier pozo perforado en la historia de Canacol. El pozo se completará y se conectará a finales de mayo de 2020 cuando se reanuden las operaciones de perforación en campo.

“El primer trimestre de 2020 también nos vio anunciar nuestro segundo dividendo trimestral consecutivo, que es aproximadamente 6% de retorno anual a los precios actuales de las acciones, ya que Canacol mantiene su compromiso de mantener en curso la distribución trimestral”, agregó Gamba.

La Corporación registró un EBITDAX récord de $59 millones en el primer trimestre de 2020, producto de sus ventas récord de gas natural. Aunque el resultado neto del primer trimestre de 2020 se vio afectado negativamente por la depreciación del Peso colombiano. 

“La depreciación del 24% significó un gasto de impuestos diferidos, no monetario, de $41 millones. Sin esos gastos no monetarios, los ingresos netos habrían sido de $15 millones para el trimestre.  Si el COP se normalizase en los próximos períodos, ya que se ha fortalecido en aproximadamente un 5% desde el 31 de marzo, una porción de este gasto efectivamente se revertiría, lo que se sumaría al resultado neto obtenido en períodos futuros», agregó Gamba.

Hechos destacados del trimestre

Los aspectos financieros y operacionales más relevantes de la Corporación incluyen:

·     Las ventas realizadas de gas natural y gas natural licuado (GNL) aumentaron 65% a 201.5 MMscfpd para los tres meses terminados el 31 de marzo de 2020, en comparación con 122 MMscfpd para el mismo período en 2019.  Los volúmenes promedio de producción de gas natural y GNL aumentaron 63% a 201.4 MMscfpd para el primer trimestre de 2020, en comparación con 123.3 MMscfpd para el mismo período de 2019.  El aumento se debe principalmente a la finalización de la expansión del gasoducto de 100 MMscfpd a finales del tercer trimestre de 2019; además de la entrada en operación de la planta de GNL en Jobo.

·     Los ingresos totales de gas natural y GNL netos de regalías y gastos de transporte para los tres meses terminados el 31 de marzo de 2020, aumentaron 48% a $69.9 millones, en comparación con $47.4 millones para el mismo período en 2019, principalmente atribuible al aumento de la producción de gas natural. 

·     Los fondos ajustados de las operaciones aumentaron 51% a $45.3 millones para los tres meses terminados el 31 de marzo de 2020, en comparación con $29.9 millones para el mismo período en 2019.  Los fondos ajustados de las operaciones por acción básica aumentaron 47% a $0.25 por acción básica desde $0.17 por acción básica.

·     El EBITDAX aumentó 48% a $58.9 millones para el primer trimestre de 2020, en comparación con $39.8 millones para el mismo período en 2019.

·     La Corporación registró una pérdida neta de $26 millones para los tres meses terminados el 31 de marzo de 2020, en comparación con un resultado neto de $6.3 millones para el mismo período en 2019.  La pérdida neta se debe únicamente al gasto fiscal diferido, no monetario, de $41.1 millones, el cual se debe principalmente al efecto de la reducción del tipo de cambio del Peso Colombiano, en el valor de las pérdidas tributarias no utilizadas y costos.

Perspectiva

“Las empresas de energía de todo el mundo en su mayoría han sido fuertemente impactadas por la drástica caída, tanto del precio mundial del petróleo, como de la demanda en relación con las medidas adoptadas para limitar la pandemia de la COVID-19. Canacol en gran medida ha estado aislada de los efectos de los bajos precios del petróleo dado su enfoque en la producción de gas, con la mezcla de nuestras ventas de gas orientada en un 80% a contratos en firme, de volumen y precio fijos, con precios en USD en boca de pozo”, señaló la compañía en un comunicado.

Para abril, mayo y junio de 2020, Canacol ha permitido a los compradores en firme aplazar un máximo del 20% de sus volúmenes contratados para ser entregados en los últimos seis meses de 2020, con los cobros en efectivo teniendo lugar en abril, mayo o junio o en el momento de la entrega. Además, todas las partes han acordado que el tiempo contractual anual de inactividad de estos contratos se tome durante los meses de abril y mayo, si no ha sido tomado previamente en el año.

Estas concesiones tuvieron impacto en el mes de abril de 2020 de la siguiente manera: los volúmenes nominados de abril de 2020 fueron en total de 147 MMscfpd, de los cuales se permite tomar menos del 10% en la segunda mitad de 2020 (hasta un 20% de aplazamiento), y el ingreso en firme recibido, del cual el comprador ha perdido el derecho de tomar el gas, fue en total de 3 MMscfpd. Estos montos ascendieron a un total de 150 MMscfpd de efectivo y ventas nominadas de gas natural. Un promedio adicional de 13 MMscfpd para el mes de abril fue considerado tiempo de inactividad contractual por siete compradores, lo cual tendrá el efecto de aumentar las ventas en la segunda mitad de 2020.

Con el retorno de las actividades manufactureras y de construcción en la mayor parte de Colombia en abril 27 de 2020, y el cierre en todo el país programado para ser levantado completamente en todos los sectores en mayo 26 de 2020, la Corporación espera que la demanda interrumpible continúe aumentando y se estabilice durante julio y agosto.

“La mejor estimación de la Corporación es que la demanda comenzará a aumentar una vez que se levanten las medidas de cuarentena, y bajo ese escenario nuestra guía para el año 2020 permanece relativamente intacta.  La guía de producción del año completo 2020 sería de 197 MMscfpd, con la suposición de que las ventas interrumpibles vuelven en agosto. La administración cree que los volúmenes medios de ventas para 2020 estarán más cerca de este nivel que del caso más bajo de 170 MMscfpd, el cual implicaría vender sólo en los contratos en firme para el resto de 2020”, agregó. 

Las operaciones de producción de Canacol en la instalación de Jobo no fueron interrumpidas durante la cuarentena y continúa operando con varios turnos de trabajadores en cuarentena en la instalación.

Como resultado de la cuarentena, la Compañía ha experimentado un retraso de aproximadamente dos meses en el traslado de la torre del último pozo perforado de Clarinete-5 a su siguiente ubicación programada de Pandereta-8. Este retraso, y una breve demora en el comienzo de la segunda torre planeada de la Compañía, que ahora se espera que esté en operación en julio de 2020, han llevado a que Canacol ahora esté esperando perforar nueve pozos en 2020, por debajo de su previsión original de doce pozos.

Por su parte, los gastos de capital han sido revisados para reducirlos de $114 millones a $108 millones, en tanto la Compañía ha cambiado su enfoque en el corto plazo a instalaciones y construcción de línea de flujo en preparación para una mayor producción de gas.

La Corporación espera que la demanda colombiana por gas natural aumente en el corto plazo en relación con el nivel actual, el más bajo en 20 años, de los embalses de las hidroeléctricas, debido a un invierno inusualmente seco en Colombia, y en el mediano al largo plazo en relación con el continuo declive de los principales campos productores de gas de Colombia.

“Dados estos aspectos fundamentales del mercado de gas natural de disminución de la oferta de gas, excluyendo a Canacol, y la producción hidroeléctrica bajo presión e incierta, Canacol sigue estando muy bien posicionada para capturar cualquier repunte de la demanda una vez que la economía colombiana comience a normalizarse tras el levantamiento de la cuarentena”, concluye el comunicado.

Generación de electricidad, en alerta naranja

El exministro Amilkar Acosta analiza el contexto de los hechos y las circunstancias que han motivado un eventual racionamiento de energía eléctrica en el país y las consecuencias que se pueden derivar de estas medidas.

Por: AMYLKAR ACOSTA MEDINA*

17 de mayo de 2020.   La ministra de Minas y Energía María Fernanda Suárez ha alertado al sistema eléctrico sobre el riesgo de un eventual racionamiento del servicio de energía eléctrica hacia finales de este año o principio del próximo. Por su parte, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), a instancias de la ministra, expidió para consulta las resoluciones 080 del 29 de abril y 081 del 7 de mayo para conjurarlo.

En primer lugar, debemos partir de la base que, tal como lo establecen las leyes 142 y 143 de 1994 el fluido eléctrico es un servicio público esencial, y de conformidad con el artículo 365 de la Constitución Política su prestación es responsabilidad del Estado, que es quien debe garantizarlo. Y dicho servicio se debe prestar observando los principios de eficiencia, calidad, continuidad, adaptabilidad, neutralidad, solidaridad y equidad, como lo prevé el artículo 6 de la Ley 143 de 1994.

Justamente por ser un servicio esencial se ha venido prestando sin interrupción durante el período del confinamiento decretado por el Gobierno Nacional, sólo que la demanda, que hasta el mes de marzo venía creciendo al ritmo del 5.7%, cayó -10.7% en abril, atribuible fundamentalmente al menor consumo por parte de las empresas. La demanda empezó a repuntar en mayo, incrementándose el 7.2%, en la medida en que se ha empezado la reapertura de la actividad de la construcción y la manufactura.

La energía en cuarentena

Como era de esperarse, el confinamiento trajo consigo la virtual parálisis de la actividad productiva, afectando el empleo, el ingreso y con ello la capacidad adquisitiva de los usuarios del servicio. Según la Encuesta de la Central de riesgos Transunión, en promedio 6 de cada 10 de ellos manifestaron no poder pagar la factura de los servicios públicos. Ello obligó al Gobierno a diferir su pago hasta 36 meses, recurriendo a la Resolución 012 de la CREG del 6 de febrero de 2020 que contempla la llamada “opción tarifaria”. Ello significa un alivio para los usuarios, pero para no poner en aprietos a los comercializadores y distribuidores, al dejar de percibir el pago de la energía facturada, se les facilitaron líneas de crédito para que pudieran honrar sus compromisos con los generadores y así evitar la contingencia de un riesgo sistémico.

Mediante el artículo 3º del Decreto Ley 517 de 2020, expedido al amparo de la declaratoria de la Emergencia Económica, Social y Ambiental (Decreto 417 de marzo de 2020) y con el objeto de “garantizar la prestación continua y efectiva de los servicios públicos”, se invistió a la CREG de facultades extraordinarias y en ejercicio de estas se han expedido hasta el momento 8 resoluciones (012 del 6 de febrero, 043 del 4 de abril, 056 del 13 de abril, 058 del 14 de abril, 061 del 17 de abril y la 064 del 21 de abril) y dos más, la 080 del 29 de abril y la O81 del 7 de mayo, para comentarios.

Se encienden las alarmas

El sector eléctrico colombiano cuenta con una capacidad instalada de 17.529 MW y su matriz depende en un 67.8% (11.902 MW) de la generación hídrica, que lo torna muy vulnerable. Pues bien, a consecuencia de la variabilidad climática, en los últimos 6 meses se han registrado, según el IDEAM, muy bajas precipitaciones, muy por debajo de los promedios históricos. Ello llevó a que en el I trimestre de este año el nivel promedio de los embalses se ubicara, según el Operador del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y Administrador del Mercado de Energía Mayorista XM, en 34.6% en marzo, en abril bajó aún más hasta el 31.8%, y al corte del 11 de mayo alcanzó mínimos históricos del 32.4%, el más bajo en 20 años para este mismo mes. Ello conllevó un aumento de la participación, hasta el 34%, de la generación térmica, que por ser más costosa presionó al alza el precio y ello se tradujo en una gran volatilidad del precio de la energía en Bolsa, que llegó a cotizarse en febrero a $500 el KWH, en el mes de marzo a $420 el KWH y en los últimos días ha oscilado alrededor de los $320 el KWH, por la debilidad de la demanda.

Como es sabido, el precio de la energía incide en el cargo por generación (G) del costo unitario (CU) de la tarifa de la energía entre el 7 y el 10% de la factura. Lógicamente el impacto sobre esta última dependerá del grado de exposición en Bolsa por parte del Operador de red. Electricaribe y Enertolima, por tener una exposición del 35% y 30%, respectivamente, muy por encima del promedio del 12%, son las que llevan la peor parte.

Pero la mayor preocupación que embarga a la ministra es que, según el IDEAM, aunque en mayo las precipitaciones se aproximarían a los promedios históricos, su previsión de los aportes hídricos para junio y julio estarían alejándose de la media histórica y nada asegura que en los meses subsiguientes tengan un comportamiento tal que permita la recuperación de los embalses. Y lo más grave es que, pese a la hidrología crítica, las centrales hidráulicas han seguido generando al tope, sin reparar en las consecuencias que de ello se puedan derivar.

Como afirma el director de Óptima Consultores, Alejandro Lucio, en la medida que las plantas hidráulicas dependen en un porcentaje muy relevante de los contratos que firman con sus clientes y al tener  el costo de generación más bajo, las mismas tienen un gran incentivo para seguir generando utilizando el agua de sus embalses, porque de lo contrario tendrían que salir a comprar la energía en Bolsa, pagándola alrededor de $300 por KWH, para poder cumplir sus compromisos contractuales pactados a precios que fluctúan alrededor de los $200 el KWH, perdiendo más de $100 por cada KWH vendido.

Dos medidas cautelares

Esa fue la razón que llevó a la CREG a expedir, para comentarios, dos medidas cautelares, la Resolución 080 con la cual se busca evitar que “la recuperación económica del país no se vea limitada por riesgos en el suministro de energía”, y la Resolución 081, mediante la cual “se convoca una Subasta de compra de obligación de energía firme (OEF)”. La primera de ellas se fundamenta en el Estatuto para situaciones de riesgo de abastecimiento, contenido en la Resolución de la CREG 026 de 2014 que me tocó expedir como ministro ante la inminencia del fenómeno de El Niño de ese año.

Con base en ese Estatuto, en condiciones de riesgo, se puede activar un “mecanismo de embalsamiento y generación forzada” y es aplicable “cuando el mercado no ha respondido a las señales de situaciones de riesgo de desabastecimiento”. Sobre todo, ante los fundados temores que auguran escenarios prolongados de baja hidrología en los próximos dos años. Y este es el caso.

Con la expedición de esta Resolución se contempla la intervención del mercado, que no es inteligente y puede precipitar un desabastecimiento de energía en el futuro próximo, obligando a los generadores hídricos a reservar agua para recuperar los embalses, que para el inicio del verano 2020 – 2021, según los análisis de XM, debe alcanzar un nivel agregado del 70%, y así poder sobreaguar la temporada seca que se avecina peligrosamente. De lo que se trata, acota la Resolución, es de poder “iniciar la estación con un nivel adecuado de embalsamiento. Esto, dado que no se han consolidado y según los pronósticos del IDEAM es incierta su recuperación”.

En efecto, mediante esta Resolución se pone en práctica un “mecanismo para el sostenimiento de la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica” y así impedir que se repita el apagón de 1992 – 1993, de ingrata recordación. Para su implementación es fundamental contar con el backup del parque térmico de generación, que cuenta con 34 centrales, el cual está en capacidad de generar y cubrir por lo menos el 60% de la demanda.

En otras circunstancias, de haberse llegado al precio de escasez, se habrían activado las Obligaciones de energía en firme (OEF) del cargo por confiabilidad, pero, según la CREG, este no es el caso. Por lo demás, esta vez, a diferencia de lo ocurrido en 2015, los generadores térmicos cuentan con la disponibilidad del gas natural y del carbón para poder operar y con precios favorables, incluido el gas que se tenga que importar debido a la baja de la producción que se registra en el país, ya que los precios internacionales están a la baja. Y, de contera, el Sistema como tal cuenta OEF o “respaldos”, amparadas en dicho cargo, que estarían en capacidad de cubrir hasta 1.19 veces la demanda actual y hasta 1.07 veces la demanda anterior a la cuarentena.

Complementariamente a la Resolución 80 de la CREG, se acaba de expedir la 081 del 7 de mayo, también para consulta, tendiente a abrir una nueva convocatoria de una subasta de reconfiguración de compra de OEF, en orden a asegurar el cumplimiento de las obligaciones totales de energía firme para lo que resta de este año y el entrante.

Entre las consideraciones de dicha Resolución está “la necesidad de asignar oferta en firme adicional para cubrir la demanda objetivo en los períodos identificados”, 2020 – 2021 y 2021 – 2022.

Según el presidente de ANDEG, Alejandro Castañeda, “lo que se busca es mitigar el riesgo de proyectos en construcción y si hay demoras en los mismos”. Es una realidad la incertidumbre en torno al atraso y la fecha de entrada de Hidroituango, como también de las dificultades y las demoras que han representado el confinamiento para el alistamiento y la logística para la instalación de más de 2.200 MW de fuentes no convencionales de energías renovables (FNCER) contratadas el año anterior.   

Hacia el futuro conviene que este sea uno de los aspectos de los cuales se ocupe el Gobierno Nacional, el Congreso de la República y la CREG, a propósito de la puesta en marcha de las recomendaciones de la Misión de Transformación Energética, que pasa por la digitalización del Sistema.

Esta coyuntura pone de manifiesto la importancia y la urgencia de avanzar en la hoja de ruta de la Transición Energética que arrancó el año pasado, gracias a la Ley 1715 de 2014, integrando las FNCER a la matriz energética, robusteciéndola, diversificándola aún más y, sobre todo, haciéndola más resiliente frente al cambio climático.  

Situaciones de desacople entre la oferta y la demanda o de desbalance, como los que se presentan actualmente, en lugar de tramitarse mediante la expedición en volandas de medidas regulatorias, sometidas a la falibilidad de los expertos y gestores, se deberán resolver apelando a la tecnología de la Big Data y la inteligencia artificial. De esta manera, en lo sucesivo, se puede reducir al máximo la discrecionalidad en la toma de decisiones por parte ya sea de los agentes del mercado y/o de la “mano invisible” de este.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de número de la ACCE.

La regasificadora de Cartagena respalda cerca del 80% de la generación térmica

Pronunciamiento de Andeg frente a los históricos bajos niveles de los embalses y el papel de respaldo que juega el parque térmico ante un eventual racionamiento.   

15 de mayo de 2020.  Frente a la importación de Gas Natural Licuado (GNL) en el país y considerando su relevancia para el sector eléctrico y la confiabilidad del servicio de energía para todos los colombianos, la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), Tebsa Termocandelaria, Prime Energía y la Sociedad Portuaria El Cayao (SPEC LNG) manifiestan:

  • Colombia es un país con una matriz energética predominantemente hidráulica que se complementa con la generación térmica. A la fecha, el país está afrontando una situación crítica debido a que el nivel de los embalses está en el orden del 32%, el más bajo en los últimos 25 años, lo cual crea una situación de riesgo en el abastecimiento eléctrico en una coyuntura futura cercana por variaciones climáticas extremas como el fenómeno de El Niño.
·       El Gas Natural Licuado (GNL) importado ha permitido mantener una operación confiable, económica y segura para el parque de generación térmico en el país y particularmente el de la costa Caribe, la zona de mayor complejidad operativa dadas las condiciones en la prestación del servicio para más de dos millones de usuarios residenciales, industriales y comerciales.
  • La regasificación del GNL en la terminal de SPEC LNG en Cartagena permite complementar la oferta de gas natural nacional a través de un esquema regulado definido por la CREG, basado en los ahorros que el país obtiene al generar energía con gas natural y no con combustibles líquidos que son mucho más costosos; esta decisión ha permitido que los colombianos hayan ahorrado más de 3,8 billones de pesos en la generación de energía.
  • El pago que los usuarios de energía eléctrica están realizando a cambio del beneficio antes mencionado es del orden de 1.2 $/Kwh, equivalente alrededor de 200 pesos mensuales en la factura de energía de una familia colombiana, a cambio de asegurar este recurso y proteger al país frente a la posibilidad de un apagón.
  • Desde su inicio de operación en 2016, la terminal de regasificación ha brindado confiabilidad para la generación de energía eléctrica nacional, respaldando los 2.000 MW que representan cerca del 80% de la capacidad de generación térmica a gas del país.
·       En lo corrido de 2020, la terminal de regasificación ha contribuido para que la generación térmica a gas aporte hasta un 22% de la demanda de energía nacional, con la entrega de más de 7.000 millones de pies cúbicos de gas natural a las principales plantas térmicas del país y el recibo de más de 400.000 metros cúbicos de gas natural licuado a través de 9 buques metaneros de gas natural licuado.
  • Todo el parque térmico colombiano y particularmente el de la costa Caribe, está listo, disponible y preparado para generar la energía que requieren todos los colombianos y así contribuir a recuperar el nivel de los embalses a los rangos que permitan generar nuevamente con las plantas hidráulicas.

Grupo Ecopetrol realizará 13 nuevos proyectos de “obras por impuestos”

El monto aprobado para esta vigencia es de $107 mil millones y cubrirá 40 municipios. Las iniciativas en ejecución y las que se acometerán beneficiarán a más de 1.400.000 colombianos.

14 de mayo de 2020.   El Grupo Ecopetrol oficializó su interés para financiar y ejecutar bajo la modalidad de ‘Obras por impuestos’ 13 nuevos proyectos que fueron aprobados por la Agencia para la Renovación del Territorio (ART), el Departamento Nacional de Planeación (DNP) y los Ministerios de Transporte, Vivienda y de Educación Nacional.

El Grupo es el conglomerado colombiano que destina más recursos para financiar proyectos de impacto social bajo este mecanismo, que beneficia a las poblaciones de municipios ZOMAC (Zonas Más Afectadas por el Conflicto Armado) y los Programas de Desarrollo con Enfoque Territorial (PDET).

Los proyectos asignados beneficiarán a 385 mil colombianos de 40 municipios en los cuales tienen operación Ecopetrol S.A. y sus filiales Cenit y Hocol. La inversión total alcanzará $107 mil millones, de los cuales Ecopetrol destinará $102 mil millones.

El aporte tiene como objetivo el cierre de brechas en infraestructura, dotación de mobiliario escolar y acceso al servicio de agua potable.

Los recursos para el mejoramiento de vías se destinarán a proyectos en los departamentos del Meta, Nariño, Casanare y Caquetá. Las iniciativas de acceso al agua potable se llevarán a cabo en La Guajira, y la dotación y mobiliario escolar cubrirá 1.359 sedes educativas de Casanare, Putumayo, Norte de Santander, Arauca, Cesar, Valle y Tolima.

Proyectos de infraestructura:

  • Pavimentación de 2 kilómetros de vías urbanas en Cubarral, Meta.
  • Construcción placa huella de 8,5 kilómetros en vías terciarias de Aguazul, Casanare.
  • Construcción placa huella de 2,3 kilómetros en vías terciarias de Ipiales, Nariño.
  • Mejoramiento de 8 kilómetros de la vía secundaria de Paujil a Cartagena del Chairá, Caquetá.

Acceso a agua potable y saneamiento básico:

  • Red de acueducto en beneficio de 12.885 usuarios en Riohacha, Guajira.

Dotación de mobiliario escolar:

  • 200 sedes educativas en 11 municipios de Casanare.
  • 350 sedes educativas en 7 municipios de Putumayo.
  • 568 sedes educativas en 6 municipios de Norte de Santander.
  • 8 sedes educativas en 5 municipios de Arauca.
  • 37 sedes educativas en La Gloria, Cesar.
  • 23 sedes educativas en el Copey, Cesar.
  • 67 sedes educativas en Dagua, Valle.
  • 106 sedes educativas en Ortega, Tolima.

“Bajo el mecanismo de obras por impuestos llegaremos a más de un millón cuatrocientos mil colombianos, siendo una oportunidad para fortalecer nuestra presencia, aportar al mejoramiento de la calidad de vida y el bienestar de las comunidades, así como, incentivar la reactivación del empleo y el emprendimiento en los territorios donde operamos, sostuvo Isabel Ampudia, vicepresidente (e) de Desarrollo Sostenible de Ecopetrol.

Obras por Impuestos es un mecanismo incorporado a la reforma tributaria de 2016, el cual permite a las empresas destinar parte de su pago de impuesto de renta a la ejecución de proyectos de impacto social en los municipios clasificados como Zomac (Zonas Más Afectadas por el Conflicto).

A la fecha Ecopetrol ha entregado 4 proyectos del total de los 16 que le habían sido asignados y que están asociados a los años gravables 2017 y 2018. Se espera que, en el segundo semestre del año, se entreguen iniciativas por $94 mil millones, lo cual contribuirá al proceso de reactivación económica en los municipios beneficiados.

Impactos económicos y sociales de la Covid-19 en América Latina

La pandemia ocasionada por la Covid-19 ha puesto en evidencia los faltantes de muchos países en relación con la solidez de sus instituciones, las fortalezas de sus economías y la calidad de sus liderazgos.

Por: LAURA CHINCHILLA*

13 de mayo de 2020.   Aunque el virus es el mismo para todas las naciones, su impacto en materia sanitaria, económica, política y social será diferente de un país a otro. 

En el caso de América Latina, las consecuencias que se anticipan lucen devastadoras. Los rezagos que algunos países de esta región muestran en materia de salud, protección social, y productividad, así como el deterioro que varios padecen en sus cuentas fiscales y endeudamiento externo, amplificarán las consecuencias negativas de la crisis y limitarán la capacidad de los gobiernos para mitigar los efectos de la misma. 

El panorama económico es en extremo negativo, especialmente si se considera que el año anterior el crecimiento en la región se había desacelerado en 18 de los 20 países, alcanzando una tasa promedio de tan sólo 0.3%.  La Economic Commission for Latin America and the Caribbean (ECLAC) identifica seis canales de transmisión de los efectos de esta crisis sanitaria sobre la economía latinoamericana:

  1. La menor actividad económica de los principales socios comerciales que reducirá las exportaciones,
  2. La interrupción de las cadenas globales de valor que limitará el acceso a los insumos requeridos para la producción,
  3. La contracción en la demanda por servicios de turismo,
  4. La caída en los precios de materias primas y productos básicos,
  5. El deterioro de las condiciones financieras, y
  6. El menor ingreso de divisas por concepto de remesas del exterior. 

El impacto de este conjunto de condiciones acarreará una caída en el crecimiento de la economía que ha sido estimado por el Fondo Monetario Internacional (FMI) en -5.2%, muy por debajo del promedio mundial de -3%.

El deterioro económico tendrá un impacto inmediato y profundo en materia social. Los primeros efectos se han hecho sentir en el sector informal de la economía en el cual, la International Labor Organization (ILO) estima que trabajan cerca de 140 millones de personas, equivalente a casi el 50% de la población trabajadora.

La consecuencia más inmediata será el incremento en la cantidad de personas en estado de pobreza que se estima alcanzará al menos 35 millones de personas (pasando de 185 a 220 millones). Los trabajadores en el sector formal se verán también afectados, con lo cual la tasa de desempleo podría alcanzar cerca del 11,5%, lo que supone cerca de 37,7 millones de personas desempleadas. 

Si bien la mayoría de los países ha anunciado medidas de subsidios a la población necesitada y a las empresas que lo requieran, los recursos con que cuentan los gobiernos son extremadamente limitados.

La acumulación del déficit fiscal en América Latina durante la última década es cercano a 3%. Esta situación ha obligado a que en medio de las apremiantes necesidades generadas por la pandemia, Ecuador haya tenido pagar USD 326 millones de capital de bonos el pasado 24 de marzo, para evitar el default en que habría caído en caso de no hacerlo. 

Finalmente, y para completar este complejo escenario, debemos añadir la fragilidad que algunas variables políticas venían mostrando en los años previos a la crisis del coronavirus. El apoyo a la democracia en América Latina se venía debilitando en los últimos años, en la misma medida en que crecía la percepción negativa sobre el desempeño de los gobiernos. De acuerdo al Latinobarómetro, la satisfacción con la democracia ha venido disminuyendo constantemente, pasando de un 44% en 2008 a un 24% en 2018. Ante la pregunta formulada ese mismo año de “¿para quién se gobierna?”, los latinoamericanos manifiestan en casi un 80% que “para unos pocos y en beneficio propio”, en el 2009 ese porcentaje había sido de un 61%.

El enfado y el desencanto con las instituciones públicas y la política terminó expresándose de manera violenta en las calles de varias ciudades latinoamericanas, cuando en 2019 explotaron varias protestas sociales que pusieron en apuros a gobiernos en Bolivia, Ecuador, Perú, Colombia y Chile, entre otros. 

Pese a la magnitud de los desafíos planteados, la región cuenta con herramientas internas, regionales e internacionales, que debidamente combinadas en el marco de una adecuada estrategia puede permitirle sortear los problemas más apremiantes de naturaleza sanitaria, y a la vez construir la ruta de la recuperación económica y social. 

El objetivo más inmediato es contener la crisis sanitaria y la velocidad de contagio del virus, para lo cual la región cuenta a su favor con las experiencias adquiridas en los escenarios asiáticos y europeos. Aunque hay algunos países en los que los niveles de contagio se han disparado, hay también un grupo amplio en el que las normas de confinamiento y distanciamiento social, están dando buenos resultados. 

De manera concomitante, los países deben mitigar la caída de ingresos, especialmente de los hogares más vulnerables y tomar acciones para apalancar el tejido empresarial. Tanto en esta materia como en la atención sanitaria, las instituciones financieras internacionales, especialmente el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), están jugando un papel determinante brindando acceso al financiamiento de manera rápida y en condiciones favorables a los gobiernos de la región. 

Superadas esas etapas quedará la tarea más compleja relativa a la reactivación económica considerando que más allá del shock ocasionado por el nuevo coronavirus, la región arrastra un conjunto de problemas estructurales que le dificultará acelerar el crecimiento y asegurar su sostenibilidad en el mediano y largo plazo. 

Para emprender esta tarea, se deberán impulsar políticas fiscales y monetaria expansivas que conduzcan a la reactivación económica, pero teniendo presente los errores y excesos del pasado y la naturaleza transitoria de dichas medidas. Estas políticas deberán ser acompañadas de un conjunto de medidas dirigidas a elevar de manera sustancial la productividad y competitividad de las naciones latinoamericanas, en el marco de un renovado regionalismo, el impulso de alianzas público-privadas, e instituciones más transparentes, eficaces e incluyentes. 

La crisis a la que nos ha arrastrado la pandemia, podemos convertirla en la oportunidad para revisar el endémico crecimiento nuestras economías y el mediocre desempeño de nuestras democracias, e iniciar el recorrido hacia escenarios de mayor prosperidad, bienestar y estabilidad.

*Ex presidente de Costa Rica

El coletazo del desplome de los precios del crudo

El exministro Amilkar Acosta analiza las consecuencias para las finanzas de la Nación que traerá la caída en los precios del petróleo y el desplome de las utilidades de Ecopetrol.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA

12 de mayo de 2020.   Las cifras dadas a conocer por el presidente de ECOPETROL Felipe Bayón son reveladoras sobre las repercusiones de la contracción de la demanda, concomitantemente con el desplome de los precios internacionales del petróleo.

Su utilidad netaen este año cayó estruendosamente, al pasar de los $2.7 billones en el I trimestre de 2019 a sólo $133.000 millones en el I trimestre de este año, un espantoso 95.2%. Y eso que la mayor caída del precio del crudo se registró en el mes de abril y sigue sin reponerse. Por ello, según Bayón, “el segundo y tercer trimestre serán más críticos”. Y no es para menos, pues la suerte de los precios del petróleo está atada a la de la economía, que seguirá por un largo rato en un coma inducido a consecuencia de la pandemia de la covid-19.

No solo ECOPETROL, toda la industria petrolera se está viendo impactada por el desplome de los precios y la baja en la producción a consecuencia del mismo. Bien ha dicho el presidente de la Junta Directiva de ACIPET Carlos Leal, al referirse al caso de ECOPETROL, que “los resultados y el impacto no son distintos a los que en general se han visto en la industria”.

En el caso específico de ECOPETROL, se vio precisada a cerrar más de 300 pozos productores, dado que su umbral de “dolor”, donde la extracción del crudo deja de ser rentable, está alrededor de los US$30 el barril, el mismo precio al cual se ha anclado su cotización en lo corrido de este mes. Ello, junto con la baja de los precios, repercute en los ingresos de la Nación, en el desempeño de la economía, así como en la generación de empleo e ingresos.

Se estima que, de finalizar 2020 con precio promedio del crudo de la referencia Brent de US$30, que es muy probable, los ingresos de la Nación por concepto de la renta petrolera y los dividendos se reducirán en $12 billones, aproximadamente. Y los ingresos de las entidades territoriales por concepto de regalías se verán reducidos en $6 billones, aproximadamente.

Se puede repetir la historia de 2016, cuando ECOPETROL, por primera vez, no repartió dividendos, debido a las pérdidas de $3,9 billones el año anterior. Después del 2016, esta ha sido la evolución de las utilidades y el reparto de dividendos en los últimos años: Utilidades en 2016 $1.56 billones, dividendos recibidos por la Nación en 2017 $837.000 millones / utilidades en 2017 $6.2 billones, dividendos recibidos por la Nación en 2018 $3.2 billones / utilidades en 2018 $11.5 billones, dividendos recibidos por la Nación en 2019 $8.1 billones / utilidades en 2019 $7.4 billones, dividendos recibidos por la Nación $6.5 billones + $3.6 billones de las reservas extraordinarias de utilidades.

Qué pasará en 2021, esta es la gran incógnita, aunque no se auguran mejores tiempos, pues se ha vuelto un lugar común reconocer que lo peor de esta crisis está por venir.

Desde luego, sigue siendo inconveniente la excesiva dependencia de la economía nacional del petróleo: 40% de las exportaciones, 24% de los ingresos corrientes de la Nación y las regalías, que son los únicos recursos ciertos con los que cuentan las entidades territoriales para inversión (entre 40 y 50% de su presupuesto de inversión), se verán reducidas por lo menos en un 50%.

Recordemos que todas las proyecciones de todas las variables de la economía (crecimiento del PIB, exportaciones, renta petrolera y regalías) para 2020 se hicieron sobre la base de un precio del barril de crudo de US$60.5 el barril y una producción de crudo de 854.000 barriles/día. De no cumplirse estas previsiones las consecuencias no se harán esperar. Es imperiosa la necesidad de diversificar la economía, para no seguir al vaivén de los precios del crudo.

La amenaza que se cierne sobre la economía y las finanzas es tanto mayor habida cuenta que las precarias reservas probadas con las que cuenta el país, así hayan repuntado levemente en los últimos dos años, al pasar de 1.782 millones de barriles (relación reservas/producción 5.7) en 2017 a 1.958 millones de barriles en 2018 (relación reservas/producción 6.2) y al cierre de 2019 alcanzaron los 2.036 millones (relación reservas/producción 6.3), para un incremento del 4%.

Además, ese ligero repunte en las reservas obedece, en un porcentaje mayor de las 2/3 partes al recobro mejorado, no así a nuevos hallazgos, y las mismas se ven menguadas con la baja de la cotización del crudo, pues las reservas están en función de los precios. Así, mientras que con precios del crudo de la referencia Brent de US $60 el barril las reservas oscilan alrededor de los 2.006 millones de barriles, a US $30 el barril se reducirían a sólo 1.520 millones de barriles.

No es previsible que con la recesión económica global que, según el FMI, será la peor en 90 años, que los precios del petróleo retornen en el corto o mediano plazo a niveles que superen los US$50 el barril.

Según cifras de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), la inversión exploratoria caerá este año de US$640 millones a solo US $270 millones, con una caída del 60%, en la producción de petróleo. Solamente ECOPETROL ha recortado en US$1.200 millones su Plan de inversión para 2020.

Según Francisco Lloreda, con un precio estimado de US$35 el barril, la producción se ha reducido en 35.000 barriles/día y si baja de ese nivel se reduciría aún más. Según él, así las cosas, se “pasaría de un recaudo estimado en el 2019 de $16.1 billones en regalías, impuestos y derechos económicos a un recaudo estimado de 4 billones en 2020”. Esto será la debacle para la economía y las finanzas públicas.

Grupo Energía Bogotá colocó bonos por $400 millones de dólares

La sobredemanda de 11 veces demuestra el gran respaldo y la confianza del mercado sobre los resultados y la gestión del GEB en los últimos años. Los recursos se destinarán a financiar el plan de inversiones para el periodo 2020-2022.

12 de mayo de 2020.   El Grupo Energía Bogotá (GEB) realizó hoy una exitosa emisión de bonos en el mercado de capitales internacional por $400 millones de dólares, que fue sobre demandada más de 11 veces, con más de 290 órdenes de diferentes inversionistas a nivel global, lo que demuestra el respaldo y la confianza de los mercados en el desempeño del Grupo en los últimos cuatro años, cuando puso en marcha el Plan Estratégico Corporativo para posicionarse como un jugador líder en el sector energético de América Latina.

Los bonos se ofrecieron a 10 años con una tasa cupón de 4.875% y cuya amortización se pagará al vencimiento de los papeles. Con esta operación, el Grupo Energía Bogotá regresa al mercado de capitales internacional de bonos, con condiciones financieras muy favorables en medio de una difícil coyuntura mundial como la actual.

Los recursos se destinarán a financiar el plan de inversiones de la compañía, que tiene operaciones de transmisión, generación y distribución de energía eléctrica y de transporte y distribución de gas natural en Colombia, Perú, Brasil y Guatemala.

“El éxito de esta emisión de bonos se debe al excelente desempeño de un equipo de trabajo comprometido, evidencia tangible de la gran solidez del Grupo y la confianza que han depositado en nosotros cientos de inversionistas. Somos sin lugar a duda, uno de los grupos empresariales más destacados y sólidos del sector energético de América Latina, con un portafolio diversificado de empresas controladas y no controladas, y un talento humano que ha sido garantía de la implementación de una estrategia coherente y estable durante los últimos años”, dijo Astrid Álvarez, presidente del GEB.

Cabe señalar que el Grupo Energía Bogotá registró resultados históricos en 2019, con utilidades que llegaron a $1,85 billones e ingresos que ascendieron a $4,89 billones, lo que permitió distribuir a los accionistas una cifra récord de dividendos

este año de $1,29 billones, $140 pesos por acción.

Estos resultados también se han traducido en un buen comportamiento de la acción en el mercado bursátil colombiano. Según la Bolsa de Valores de Colombia (BVC) a corte de abril, la acción del Grupo fue la única que tuvo una valorización en lo corrido de 2020, mientras que las demás acciones de la BVC se ubicaron en terreno negativo durante los primeros cuatro meses del año.

Refinería de Barrancabermeja aumenta en 22% su carga de crudo

Entraron en servicio las unidades UOPII y U200, y la próxima semana se reanuda la parada de planta de la unidad Azufre IV, previa certificación de reactivación económica emitida por la Alcaldía de Barrancabermeja.

12 de mayo de 2020.   Con el cumplimiento de estrictos protocolos de bioseguridad, la refinería de Barrancabermeja de Ecopetrol aumentó este fin de semana en un 22% a 140 mil barriles por día la carga de crudo que procesa, para dar respuesta al paulatino incremento de la demanda por combustibles en el interior del país.

Ecopetrol puso nuevamente en servicio la Unidad 200 de crudos, completando así cuatro unidades de destilación primaria en funcionamiento. Estas unidades procesan el petróleo proveniente de los campos del Magdalena Medio y de otras regiones del país como el campo Cusiana en Casanare.

De la misma forma, reinició operaciones la unidad de Cracking UOPII para atender la demanda de gasolina del interior del país, que registró un incremento del 24% con relación al mes de abril.

La planta UOPII estuvo por fuera de servicio durante 28 días, tiempo en el cual fue sometida a un proceso de desinfección y limpieza profunda, luego de que tres de sus operadores fueron diagnosticados con covid-19.

De otra parte, el complejo industrial completó el balance operacional con la apagada de la unidad Craqueo Catalítico UOPI.

La refinería está entregando al país diésel, gasolina, propileno grado refinería (materia prima utilizada por Esenttia para la producción de polipropileno), GLP, combustóleo y asfalto.

Mantenimiento mayor de la planta Azufre IV

De otra parte, Ecopetrol anunció que la próxima semana espera reanudar el mantenimiento mayor de la planta de Azufre IV de la Refinería de Barrancabermeja, para incrementar la capacidad de tratamiento y recuperación de azufre de 50 a 90 toneladas por día.

Para ello, la empresa aliada Tabarca, encargada de su ejecución, presentó el Plan de Activación a la Alcaldía Distrital de Barrancabermeja y espera la certificación de reactivación económica.

Los trabajos comenzarán con 60 trabajadores locales y este número se aumentará de forma gradual hasta llegar a unas 180 personas para cubrir el alcance de las actividades en un plazo de dos meses. El área de trabajo se dividirá en sectores para asegurar lo establecido en la Resolución 666 de 2020 del Ministerio de Salud y Protección Social.

La refinería aspira a iniciar en junio las paradas de la planta Viscorreductora II y la unidad U250 de Crudos, que también fueron suspendidas el pasado marzo debido a la coyuntura de la covid-19.

Actualmente la refinería opera con un total de 9 de las 54 plantas y esta semana labora con un mínimo vital de 1.350 trabajadores, entre directos y aliados.

Los protocolos de bioseguridad, que se cumplen en los proyectos, programas de mantenimiento mayor, mantenimiento día a día con escalonamiento de actividades son presentados por las firmas contratistas a la Alcaldía Distrital de Barrancabermeja con antelación para recibir las autorizaciones respectivas previas a la ejecución de los trabajos.

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