Publican proyecto de Resolución sobre uso del Autogas en Colombia

La cartera colombiana de Energía sacó a comentarios un proyecto de Resolución, por el cual se establecen los parámetros de Calidad del Gas Licuado de Petróleo (GLP) para uso vehicular (AutoGLP y NautiGLP).

19 de febrero de 2020.   Elobjeto de la norma es definir los requisitos, las obligaciones y los parámetros de calidad del Gas Licuado del Petróleo (GLP) en el uso como carburante en motores de combustión interna en medios de transporte (AutoGLP y NautiGLP).

En tal sentido, la resolución aplicará a las siguientes actividades:

  1. Producción, importación y distribución de GLP para uso como carburante en motores de combustión interna.
  2. Requisitos y obligaciones de las estaciones de servicio de GLP o mixtas.
  3. Otras actividades relacionadas con la cadena de abastecimiento de GLP para AutoGLP y NautiGLP.

Aunque en todo el mundo el uso del GLP en transporte terrestre se denomina Autogas y en el uso de transporte acuático Nautigas, el Ministerio de Energía de Colombia decidió denominarlos AutoGLP y NautiGLP.

En cuanto a los parámetros de calidad del GLP como carburante en AutoGLP y NautiGLP, la norma señala que se aplicarán como parámetros de calidad y métodos de prueba los contenidos en la NTC 2303 SOBRE “Propano para aplicaciones especiales”, así como las normas que la modifiquen y sustituyan.

Para conservar la calidad del producto empleado en AutoGLP y NautiGLP a lo largo de la cadena de suministro, los agentes involucrados deberán implementar un programa de aseguramiento y control de la calidad, de acuerdo con lo establecido en la resolución.

Y  menciona que hasta tanto no se cuente con al menos un laboratorio de ensayo / prueba para verificar el cumplimiento de los parámetros de calidad exigidos en la Resolución acreditado por el Organismo Nacional de Acreditación de Colombia (ONAC), serán tenidos en cuenta los resultados de los laboratorios que efectúen dichas pruebas.

Sobre el reporte de información, la resolución señala que será responsabilidad de cada uno de los agentes de la cadena de AutoGLP y NautiGLP reportar oportunamente la información solicitada en el Sistema de Información de Combustibles Líquidos (SICOM), o el que lo sustituya.

Finalmente, la norma señala que a partir de la entrada en vigencia de la Resolución no se requerirá informar a la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía sobre la realización de pruebas piloto con el fin de evaluar el comportamiento del GLP como carburante en motores de combustión interna.

Grupo Ecopetrol anuncia nuevo parque solar en el Meta

El parque solar que será propiedad de Cenit, filial de transporte de hidrocarburos de Ecopetrol, entrará en operación a finales del 2020 y suministrará energía por los próximos 15 años a las estaciones de bombeo de San Fernando y Apiay, así como a los campos Castilla, Chichimene y Acacías.

19 de febrero de 2020.    El Grupo Ecopetrol anunció la construcción de un nuevo parque solar, que será propiedad de Cenit, su filial de transporte y logística de hidrocarburos, el cual se convertirá en el mayor centro de autogeneración de energía que se haya desarrollado en el país, luego del Parque Solar Castilla, que fue inaugurado en octubre de 2019.

Con la construcción de este nuevo parque, la capacidad instalada de energía fotovoltaica del Grupo Ecopetrol superará los 70 megavatios (MWp) en menos de dos años.

El nuevo parque estará ubicado en el municipio de Castilla La Nueva en el departamento del Meta. Su construcción iniciará a mediados de 2020 y se estima que entre en operación en diciembre.

Tendrá una potencia instalada de 50 megavatios (MWp), más del doble de la capacidad del Parque Solar Castilla, lo que equivale a lo necesario para energizar una ciudad de 65.000 habitantes.

Este proyecto servirá para autoabastecer parte de la demanda de energía de las estaciones de bombeo de San Fernando y Apiay, así como de los campos petroleros de Castilla, Chichimene y Apiay, ubicados en los Llanos Orientales.

El parque se ubicará en una extensión de 46 hectáreas, equivalentes a 40 canchas de fútbol, donde estarán ubicados más de 100 mil páneles de la más alta tecnología.

Su entrada en operación evitará la emisión de más de 410 mil toneladas de CO2 (dióxido de carbono) a la atmósfera durante los próximos 15 años, cifra que equivale a la siembra de 3.2 millones de árboles.

“Esta es una nueva muestra de nuestro compromiso con la transición energética y el rumbo de la Empresa hacia las energías renovables y la mitigación de los efectos del cambio climático”, dijo Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

Por su parte, Héctor Manosalva, presidente de Cenit, señaló que “esta iniciativa permitirá avanzar por la senda de la eficiencia energética del segmento de transporte del Grupo Ecopetrol, aprovechando el gran potencial que ofrece la energía solar en regiones como los Llanos Orientales”.

El Grupo Ecopetrol proyecta la construcción de al menos 5 parques solares adicionales en los próximos 2 años en los departamentos de Meta, Santander, Huila y Antioquia.

Colombia: El 2019 cerró con buenas cifras en gas natural

La Asociación Colombiana de Gas Natural informó los resultados en cuanto a producción, transporte y uso del gas natural en 2019. La información tiene como fuente las empresas afiliadas a Naturgas y entidades de Gobierno nacional.

18 de febrero de 2020.   El año pasado fue un buen año para el gas natural en Colombia. Así lo reflejan las cifras de balance que dio a conocer Naturgas. En efecto, 2019 cerró con cerca de 9,9 millones de conexiones, entre hogares, comercios e industrias; así como un acumulado de 600.000 carros convertidos, 110 taxis con motores dedicados al combustible gaseoso y cerca de 1.500 vehículos pesados, entre buses, camiones y tractocamiones.

“El gas natural es el combustible que, junto a las energías renovables, crecerá en el mundo notablemente en los próximos años por sus atributos ambientales, su disponibilidad y eficiencia. En Colombia está ocurriendo lo mismo: cada vez son más los usuarios en hogares, movilidad, industria y comercios que deciden pasarse a este energético limpio”, dijo Orlando Cabrales Segovia, presidente de Naturgas.

Y agregó que “el transporte público y privado se ha pasado al gas natural vehicular, por sus beneficios económicos, ofreciendo ahorros alrededor del 50% con relación a la gasolina y del 35% frente al diésel.”

Pese a la gran penetración del combustible gaseoso, aún hay cerca de 5 millones de colombianos que cocinan con leña y con carbón, para lo cual se dispone del Fondo Especial Cuota Fomento que cofinancia proyectos dirigidos al desarrollo de infraestructura para el uso de gas natural en los municipios y el sector rural.

La industria del gas natural ha identificado 12 proyectos en 363 municipios que podrían llevarles gas natural a más de 366 mil familias, a través de la construcción de las redes de conexión. Esta inversión tendría un costo de $200 mil millones.

Transporte e infraestructura

En cuanto a transporte, la Transportadora de Gas Internacional (TGI) desarrolló en 2019 la expansión de Cusiana Fase IV, que entregó los primeros 22,5 kilómetros de un total de 38,5 kilómetros. Además, logró la terminación mecánica del proyecto bidireccionalidad Ballena-Barrancabermeja, con el objeto de llevar gas natural desde el interior al norte del país.

En el caso de Promigas, las inversiones más destacadas para 2019 contemplaron la primera fase de la ampliación de la capacidad de transporte en 100 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd) con la entrada en operación del gasoducto Jobo-Cartagena.

Con una inversión cercana a los $765.000 millones, el proyecto de 100 Mpcd, cuya primera fase entró en operación el año pasado, inicia en Jobo (Córdoba), pasa por Sincelejo (Sucre), llega a Cartagena (Bolívar) y finalizará en Barranquilla (Atlántico).

Producción y abastecimiento

Por un lado de la producción, con corte al tercer trimestre de 2019, por parte de Ecopetrol fue de 582 Mpcd. El Grupo tiene un plan de inversiones de entre US$4.500 millones y US$5.500 millones para este año, que incluye el crecimiento del segmento de exploración y producción en gas natural.

La empresa colombiana tiene previsto continuar la evaluación y desarrollo de los descubrimientos gasíferos costa afuera realizados en el Caribe colombiano, con inversiones por un valor total de US$76 millones. Además, Hocol le sigue apuntando a ser un jugador importante de gas natural con nuevos proyectos de exploración y producción.

Ecopetrol y Shell también anunciaron que esta segunda compañía adquirió el 50% de participación en los bloques Fuerte Sur, Purple Angel y COL-5, localizados en aguas profundas del Caribe colombiano. Ambas empresas perforarían un pozo delimitador en el área a finales de 2021.

Adicionalmente, Shell, junto a Noble Energy, anunció una alianza para explorar y producir los bloques off shore COL-3 y GUA OFF-3. Para lo cual se estima una inversión de US $100 millones.

Por su parte, Canacol reportó que su producción el año pasado fue de 146 Mpcd, y anunció un plan de inversiones para 2020 de US$114 millones, de los cuales más de US$70 millones estarán destinados a la perforación de pozos de exploración, avanzada y desarrollo de sísmica 3D. Mientras que Frontera Energy logró una producción de 6.2 Mpcd el año pasado y tendrá una inversión considerable de la cual el 90% será en Colombia, donde se incluyen recursos para proyectos gasíferos.

Gobierno declara insubsistente al presidente de la ANH

Por medio del Decreto 230 del 17 de febrero, el Ministerio de Energía declaró la insubsistencia del presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).

18 de febrero de 2020.   Sorpresivamente fue retirado de su cargo el presidente de la ANH Luis Miguel Morelli y fue designada como encargada a la viceministra de Minas Carolina Rojas Hayes.

Morelli estaba en el cargo desde septiembre de 2018 y se había destacado por haber reactivado el sector petrolero en Colombia, toda vez que entre 2012 y 2018 no se asignaron bloques para exploración.

Una espada de Damocles se cierne sobre la Nación en torno a Electricaribe

En su más reciente columna, el exministro Amilkar Acosta hace un análisis sobre los peligros para la Nación en el litigio con Naturgy sobre Electricaribe.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

9 de febrero de 2020.   Se suele utilizar esta expresión, que se le debe al cortesano del Rey Dionisio II que gobernaba Siracusa en el siglo IV antes de Cristo, conocido como Damocles, para significar el peligro inminente que pende sobre la cabeza de quien sin sospecharlo está en riesgo.

Este es el caso de la controversia que presentó Gas Natural Fenosa, transformada en Naturgy, ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias Relativas a Inversiones (CIADI), con sede en Washington, en contra de la Nación por un monto de US $1.547 millones, debido a la intervención de la cual fue objeto Electricaribe, hasta entonces bajo su control, el 15 de noviembre de 2016, con fines de administración primero y posteriormente, a partir del 14 de marzo de 2017, con fines de liquidación. Esta se consumó y ahora el Gobierno nacional avanza en el proceso de búsqueda de un nuevo operador del mercado de la región Caribe, para suministrarle el servicio de electricidad a 2,7 millones de usuarios.

Naturgy alega “supuestas violaciones al estándar de: trato justo y equitativo, protección y seguridad plenas, principio de trato nacional y expropiación”. Por su parte, la Agencia Nacional de Defensa Jurídica del Estado presentó, a finales de 2019, “una contrademanda contra Naturgy por los perjuicios ocasionados al país como resultado de la mala gestión de Electricaribe”, por una suma estimada en $1,7 billones de dólares, incluyendo intereses.

Leo la nota que con gran despliegue publica el diario económico Portafolio llamando la atención sobre el hecho que “una norma de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), expedida recientemente, le terminaría dando la razón a Naturgy en su pleito con Colombia”.

Estamos hablando de la Resolución 010 de 2020 expedida por la CREG el pasado 30 de enero “por la cual se establece el régimen transitorio especial en materia tarifaria para la región Caribe”. A través de la misma se procura flexibilizar los recobros por concepto de los gastos de administración, operación y mantenimiento (AOM) en los cuales incurre el operador para garantizar la prestación del servicio de electricidad como lo manda la Ley, con continuidad y eficiencia.

Ya lo habíamos advertido, con ocasión de la expedición de la Ley 1955 de 2019 del Plan Nacional de Desarrollo (PND) “Pacto por Colombia, pacto por la equidad” 2018 – 2022, el cual facultó al ejecutivo para fijar un “régimen transitorio especial en materia tarifaria para Electrificadora del Caribe S.A. ESP o las empresas derivadas… que se constituyan en el marco del proceso de toma de posesión de esta sociedad para las regiones en las que se preste el servicio público”.

Esta medida, como lo hemos sostenido, podría llegar a debilitar la defensa del Estado en su querella con Naturgy, al tiempo que fortalecería la controversia planteada por esta, puesto que entre sus alegatos ha aducido que el esquema tarifario vigente al momento de la intervención por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos tornaba inviable la operación, ya que al proponerse el cambio “con el fin de asegurar la prestación eficiente y sostenible del servicio público de distribución y comercialización de electricidad en la Costa Caribe” se le estaría dando la razón.

Coincido con Portafolio en que “precisamente esta tabla de salvación -que hasta ahora se lanza para mejorar el servicio- fue la que solicitó en varias ocasiones la administración de la entonces Gas Natural Fenosa, cuando tenía bajo su mando a Electricaribe y a la que apelaría la defensa de Naturgy para argumentar que el Estado colombiano si podía expedir, en su momento, una normativa similar para continuar con la operación”. ¡Esta sería su prueba reina! Sobre todo porque se dice explícitamente que se da este paso “con el fin de asegurar la prestación eficiente y sostenible del servicio público de distribución y comercialización de electricidad en la Costa Caribe”.

Ya lo había dicho la Financiera de Desarrollo Nacional (FDN), contratada por la Superintendencia de Servicios Públicos para determinar las acciones a seguir luego de su intervención a Electricaribe, que “para generar un escenario viable se requiere, entre otras cosas, ajustes en tarifas que reconozcan el nivel de inversiones proyectadas, la situación actual de la empresa y aportes del gobierno”.

Por ello será que en el PND se advierte que “ninguna actuación por parte de la Nación, la SSPD y el Fondo Empresarial desplegada para el cumplimiento del objeto de este capítulo podrá interpretarse como reconocimiento de su responsabilidad por la situación de Electrificadora del Caribe, ni como una renuncia a obtener cualquier indemnización frente a los responsables de los perjuicios causados”. ¿Será que esta salvedad nos libra de un resultado adverso en dicho Tribunal?

A todas esas, un pleito como el que está planteado entre la Nación y Naturgy se puede ganar como se puede perder. Y en el caso hipotético que se pierda, qué va pasar con los recursos que por más de $4 billones se han invertido y se siguen invirtiendo por parte del Estado a través del Fondo Empresarial de la Superintendencia de Servicios Públicos, así como con aquellos que se inviertan con cargo a los recursos del Sistema General de Regalías (SGR), como lo autoriza el PND.

Quién le va a responder a los usuarios por los 216.000 millones de pesos de subsidios que le fueron girados por parte del Fondo de Solidaridad para Subsidios y Distribución del Ingreso (FSSRI) a Electricaribe para aplicárselos a los usuarios y que, según investigación de la Contraloría General, terminaron en sus alforjas. Quién va a asumir la deuda contraída por Electricaribe con los bancos, con los generadores y con sus proveedores.

Son interrogantes que inquietan. En todo caso, se dejó establecido en el Plan que “para viabilizar la sostenibilidad de las nuevas empresas prestadoras de servicio público” en la región Caribe, “la Nación será el único deudor frente a los acreedores de las deudas asumidas”. Esta última es una especie de cortafuego con el fin de poner a salvo al nuevo operador de red en la región. Cabe preguntarse si el mismo será suficiente.

Tal vez, teniendo en cuenta el riesgo implícito en estas operaciones financieras, el Gobierno nacional para “garantizar la continuidad de la prestación del servicio de energía en la costa Caribe”, facultado por la Ley 2010 de 2019 de crecimiento, creó “un vehículo para la inversión de recursos en instrumentos de capital emitidos por empresas de energía oficiales, privadas o mixtas, incluyendo acciones con condiciones especiales de participación, dividendos y recompra, entre otros”. Esta medida es una especie de Plan B, que deja abierta la posibilidad de que el Estado asuma la operación del mercado al cual sirve Electricaribe en su totalidad o uno de los dos mercados en que se segmentó (Caribe Sol y Caribe Mar).

Ello es tanto más pertinente en cuanto que, hasta ahora, todas las medidas que se han tomado y las inversiones realizadas se han dado haciendo abstracción del pleito pendiente con Naturgy y de la decisión que tome el tribunal, que pende sobre el proceso que se viene dando para reemplazar a su subordinada como operadora como una espada de Damocles. Y digo esto habida cuenta que, en la eventualidad de un laudo arbitral contrario a los intereses de la Nación, todo lo invertido en Electricaribe y los compromisos asumidos por cuenta de ella irían a parar íntegramente a fondo perdido.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de Número de la ACCE

Grupo Energía Bogotá se pronuncia sobre contrato con BRG

La empresa de energía, a través de un comunicado, aclara el objeto del contrato con la firma BRG, envuelta en investigaciones por posibles interceptaciones telefónicas al presidente de Enel en Colombia. A continuación reproducimos el comunicado del Grupo.

7 de febrero 2020. “En desarrollo del contrato suscrito por el Grupo Energía Bogotá (GEB) con BRG Colombia, el cual tuvo por objeto la prestación de servicios especializados para la obtención de testimonios de expertos independientes y el apoyo regulatorio y en litigios, se encargó la elaboración de un dictamen especializado que le permitiera al Grupo contar con razones fundadas para sustentar posibles reclamaciones judiciales ante incumplimientos de algunos acuerdos suscritos con uno de sus socios. El estudio, de carácter eminentemente técnico, se ocupó primordialmente de analizar el futuro del negocio de las energías renovables y sus proyecciones de crecimiento en la región.

“La contratación y la estimación del valor a reconocer por el dictamen contratado se estableció con base en las calidades y calificaciones del experto y en consideración a su experiencia, trayectoria y sus conocimientos especializados en la materia.

“La celebración del contrato fue sometido a las instancias y procedimientos internos definidos en el Manual de Contratación de la empresa y se realizó con estricta sujeción a las normas aplicables que regulan la actividad contractual del GEB, las cuales no exigen para una contratación de estas características procesos competitivos plurales.

“Como remuneración por la elaboración del dictamen se acordaron varios pagos que se realizarían contra la entrega y verificación de los soportes respectivos. Entre ellos se encuentran los documentos que contienen las versiones tanto preliminar, como final con ajustes del dictamen contratado. En relación con el reconocimiento de gastos relacionados con el viaje realizado a Colombia por el experto internacional que elaboró el dictamen y su equipo, los mismos se encuentran soportados en más de 48 documentos que dan cuenta detallada y suficiente para su reconocimiento.

“El contenido del dictamen tiene información confidencial y, en consecuencia, por la sensibilidad de su contenido tales informes no son públicos. No obstante, lo anterior, el Grupo puso a disposición de la Contraloría Distrital los informes, por lo que sus funcionarios tuvieron acceso pleno al contenido de los mismos.

“Por último, ratificamos que, aunque el Grupo Energía Bogotá a la fecha no ha sido notificado de ningún tipo de investigación fiscal que involucre a nuestros colaboradores, las razones que hoy han trascendido y que se esgrimen por el ente de control fiscal para la apertura de una investigación, no las compartimos, como quiera que las sumas pagadas por el GEB a BRG cuentan con todos los soportes correspondientes. También, es preciso insistir en que ninguno de los pagos mencionados está relacionado con actividades asociadas a posibles interceptaciones ilegales.”

Ecopetrol y Shell desarrollarán tres campos de gas en aguas del Caribe colombiano

Shell, líder global en operaciones de aguas ultraprofundas, desarrollo y comercialización de gas, entra a participar con el 50% en tres bloques offshore de Ecopetrol y será la compañía operadora.

7 de febrero de 2020.   Ecopetrol y Shell suscribieron un acuerdo mediante el cual Shell adquirirá el 50% de participación en los bloques Fuerte Sur, Purple Angel y COL-5, localizados en aguas profundas del Caribe colombiano, donde se realizó el descubrimiento de una nueva provincia gasífera con los pozos Kronos (2015), Purple Angel y Gorgon (2017).

Tras el acuerdo, Shell asumirá la operación de los bloques. Las partes tienen la intención de perforar un pozo delimitador en el área a finales del 2021, una vez se surtan las respectivas aprobaciones de las autoridades, y realizar la primera prueba de producción. De ser positivas estas actividades, se podrían desarrollar los descubrimientos y así ampliar la oferta de gas para el país en el mediano plazo.

Este acuerdo que realizamos con un aliado de primer nivel como Shell, reconocido por su experiencia en operaciones en aguas ultraprofundas y en el desarrollo y comercialización de proyectos de gas de gran impacto, nos permitirá comprobar la capacidad de producción de estos reservorios y su posible desarrollo futuro. Estamos muy satisfechos con esta alianza que nos llevará a aumentar las reservas y producción de un combustible amigable con el medio ambiente, clave en la transición energética, y fortalecer la relación estratégica con Shell, con la que ya venimos trabajando en el Presal de Brasil y en el Golfo de México (Estados Unidos)”, aseguró Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

“Esta posición es un paso significativo para Shell en Colombia y en Suramérica. El acuerdo reúne el conocimiento regional de Ecopetrol, sumado a la experiencia de Shell en aguas profundas y soluciones integrales de gas natural. Hemos colaborado con Ecopetrol en múltiples oportunidades desde su creación, y estamos muy contentos de continuar demostrando nuestro compromiso de más de 84 años trabajando con Colombia en sus recursos energéticos”, dijo Ana María Duque, presidenta de Shell en Colombia.

Desde 2019 Ecopetrol había emprendido la búsqueda de un nuevo aliado operador para estos bloques, luego de que el operador anterior cediera su participación.

El acuerdo suscrito por Ecopetrol y Shell está sujeto a las respectivas aprobaciones por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y de otras condiciones propias de transacciones de esta naturaleza.

Fuente: Ecopetrol

Abren proceso de responsabilidad fiscal contra presidente del GEB

De acuerdo con información de la emisora local La FM, la Contraloría de Bogotá ordenó la apertura de un proceso de responsabilidad fiscal formal contra la presidente del Grupo de Energía Bogotá (GEB), Astrid Álvarez, la ex vicepresidente jurídica, Diana Margarita Vivas, y los interventores Alejandro Botero y Mónica Jiménez, sin afectarlos con medidas cautelares.

5 de febrero de 2020.   La Contraloría de Bogotá, en una investigación preliminar que adelantó en los últimos meses por el contrato que el Grupo Energía Bogotá suscribió con la empresa Berkeley Research Group, (mencionada en el escándalo de las chuzadas a los pilotos de Avianca y al director General de Enel en Colombia, Lucio Rubio) encontró que se presentaron irregularidades de la administración, al reconocer pagos por más de 2.040 millones de pesos a la empresa BRG sin los soportes de gastos reembolsables.

El gasto total de los servicios superó los 3.000 millones de pesos, así:

  • 6 de septiembre de 2018, gastos reembolsables por $1.023.122.100 – sin soporte
  • 10 de septiembre de 2018, gastos reembolsables por $1.012.931.700 – sin soporte
  • 1 de febrero de 2019, gastos reembolsables por $1.036.262.700 – sin soporte

Hay que advertir que el Grupo Energía Bogotá maneja recursos del Distrito Capital, pues este es accionista del GEB en un 65%.

La Contraloría de Bogotá encontró que la gravedad de los hechos es tal, que compulsó copias de la apertura del proceso de responsabilidad fiscal a la Fiscalía General de la Nación y a la Procuraduría General, para que se determinen eventuales responsabilidades penales y disciplinarias.

BRG, la empresa con la que el Grupo adelantó dicho contrato, está mencionada dentro de la investigación de las chuzadas realizadas contra los pilotos sindicalistas de Avianca, contra el director General del Grupo Enel en Colombia, Lucio Rubio y contra el abogado Felipe Jaramillo, contraparte en un litigio jurídico contra el mismo Grupo de Energía Bogotá.

En paralelo, la Fiscalía General de la Nación, en su escrito de acusación contra Laude Fernández, ex representante legal de BRG, hoy preso en desarrollo de la investigación por las chuzadas ilegales, asegura que esa empresa le entregó al Grupo Energía Bogotá, un folio identificado como “Caso Eje Cafetero”, en el que se relaciona información confidencial, sensible, privada y personal del abogado Felipe Jaramillo Londoño, y de su círculo más íntimo, incluidos datos biométricos y fotográficos de menores de edad. El escrito de acusación deja claro que el GEB se benefició del asunto.

Por este informe, Laude Fernández pudo haber cometido los delitos de concierto para delinquir en concurso con violación ilícita de comunicaciones, violación de datos personales, utilización ilícita de redes de comunicación, acceso abusivo a un sistema informático, interceptación de datos informáticos y uso de software malicioso, según revela el escrito de acusación en poder de La FM.

El escrito de acusación pone de relevancia también la coincidencia de fechas en las que se firmó el contrato entre BRG y el GEB y la ocurrencia de las chuzadas ilegales.

La firma del contrato ocurre el 22 de junio de 2018 y Lucio Rubio es interceptado el 25 de junio. Un día hábil después de la firma del contrato.

La orden de servicios del Caso Eje Cafetero se da el 16 de julio de 2018 y Felipe Jaramillo, el abogado contraparte del GEB es interceptado el 17 de julio, un día después de la firma del contrato.

Para la Fiscalía es relevante esta coincidencia en las fechas entre las firmas de los contratos y la ocurrencia de las chuzadas.

Un dato adicional tiene que ver con que para comunicarse entre el GEB y la compañía BRG se usó un sistema cifrado de comunicaciones conocido como Proton, que es prácticamente infranqueable y que no deja rastro en internet.

Fuente: La FM

Australia supera a Qatar como principal exportador de GNL en el mundo

Australia se convierte en el mayor exportador mundial de gas natural licuado (GNL), superando al anterior titular Qatar.

5 de febrero de 2020.   Según cifras publicadas por la consultora de energía EnergyQuest, con sede en Australia, este país envió 77,5 millones de toneladas (Mt) de GNL durante 2019, un aumento del 11,4% respecto al año anterior.

«Sobre una base anualizada, hemos logrado previamente el título mundial en algunos meses individuales, pero 2019 es la primera vez que Australia supera el rendimiento global de exportación de GNL de manera sostenida anual», declaró el director ejecutivo de EnergyQuest, Graeme Bethune.

Si bien las cifras de producción final para Qatar, ahora el segundo mayor exportador, aún no se han publicado, la capacidad operativa de Australia de 88 Mt ahora supera sustancialmente las 77 Mt de su rival del Medio Oriente, según el análisis de EnergyQuest.

Las exportaciones australianas de GNL también fueron más del doble que las de Estados Unidos, el otro productor mundial de rápido crecimiento. La Administración de Información de Energía de Estados Unidos espera que esta nación haya exportado 34,3 millones de toneladas el año pasado.

Australia Occidental continuó dominando la producción de GNL del país con el 57% del total nacional, mientras que Queensland obtuvo el 29% de esas exportaciones. El proyecto contribuyente más grande fue North West Shelf, operado por Woodside, seguido por los proyectos Gorgon y Wheatstone, operados por Chevron.

El mayor porcentaje de crecimiento fue el proyecto Ichthys, operado por INPEX de Japón en el Territorio del Norte, que produjo 7,5 Mt en 2019, un 900% más desde sus volúmenes de puesta en servicio en 2018.

Los analistas de EnergyQuest estimaron que los ingresos de exportación de GNL de Australia alcanzaron los 49 billones de dólares australianos en 2019, por encima de los 43,3 billones en 2018 y los 9,4 billones hace una década, en 2010, al comienzo del auge del desarrollo australiano del GNL.

Naturgas: Bogotá debe avanzar más en movilidad sostenible

La Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) respalda las iniciativas de la Alcaldía Mayor de Bogotá para mejorar la calidad del aire de la ciudad y hace un llamado para aumentar los estímulos al uso de energías de bajas emisiones.

5 de febrero de 2020.   “La jornada del no carro y no motocicletas es una oportunidad para generar conciencia sobre las consecuencias negativas de la mala calidad del aire para la salud y el medio ambiente. Según el más reciente informe del Instituto Nacional de Salud, en Colombia más de 15.600 muertes anuales pueden ser atribuidas a enfermedades asociadas a la mala calidad del aire. Bogotá aporta 3.219 muertes al año e incurre en gastos asociados a estas: 2,5% del PIB de la ciudad (4,2 billones de pesos)”, explicó Orlando Cabrales Segovia, presidente de Naturgas.

En la capital del país, los camiones equivalen al 5% del total de las fuentes móviles contaminantes, pero tienen emisiones de material particulado correspondiente al 43%. Además, el 18% de las emisiones de material particulado fino PM 2.5 provienen de fábricas que usan hornos y calderas a carbón, donde se destacan las tintorerías, ladrilleras y  fundiciones.

“Contar con vehículos de carga y pasajeros con tecnologías limpias y una industria limpia reduciría las emisiones en un 78%, con lo cual se, tendría una ciudad con buena calidad del aire”, dice Cabarales.

Bogotá avanza en movilidad sostenible

Bogotá ya cuenta con 366 buses a gas natural (entre los cuales hay 351 articulados y biarticulados de Transmilenio) que, según la Universidad de Los Andes, han ayudado a reducir las emisiones de material particulado en cerca de un 50%.

Usar gas natural vehicular tiene disminuciones cercanas al 100% de material particulado fino y óxido de azufre, superiores al 75% de óxidos de nitrógeno y entre el 20-30% de dióxido de carbono, frente a las generadas por un vehículo impulsado por diésel.

Además, en Bogotá ruedan 15 camiones y 69 taxis dedicados a gas natural. También se han convertido 200 mil vehículos a esta tecnología

Estímulos al uso de energías limpias

Naturgas señala que para mejorar la calidad del aire es indispensable contar con políticas públicas que ayuden a reducir la contaminación y promueva energías limpias, como:

  • Estímulos a los usuarios para que compren vehículos o conviertan sus vehículos a combustibles limpios: exención de pico y placa, descuentos en la matrícula y/o impuestos de vehículos, etc.
  • Establecer un sello para los vehículos que son más amigables con el medio ambiente.
  • Ajustar impuestos para vehículos de acuerdo con su edad y tecnología usada.
  • Que la renovación de transporte público se siga haciendo con tecnología de cero o bajas emisiones. En las contrataciones se debe priorizar estas tecnologías.

La autogeneración debe ser con combustibles limpios

  • Cerca de 150 empresas en Bogotá y Cundinamarca consumen carbón, según la Encuesta Anual Manufacturera. En 2017 estas industrias consumieron 137 mil toneladas de carbón en Bogotá y 283 mil en Cundinamarca.
  • Es necesario que las industrias ubicadas en Bogotá usen energéticos más limpios como la energía eléctrica o el gas natural.
  • Impulsar la conversión de combustibles en industrias que hoy queman energéticos contaminantes, a través de estímulos arancelarios o tributarios.
  • Establecer flexibilidades en la regulación de energía eléctrica y gas combustible para que las industrias puedan acceder a tarifas especiales para sustituir los combustibles contaminantes.
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