Categoría: Industria

• El proceso plantea la segmentación del mercado en dos grandes sectores CaribeSol, compuesto por: Atlántico, Magdalena y Guajira; y CaribeMar: por Bolívar, Sucre, Córdoba y Cesar. Los oferentes podrán participar por uno de los dos segmentos o por la totalidad de la compañía, que actualmente atiende el 25% de la demanda del país.

3 de abril de 2019.   El Gobierno Nacional presentó el nuevo proceso de búsqueda de uno o varios inversionistas-operadores idóneos para asumir la prestación del servicio de energía en la región Caribe colombiana.

Las etapas fueron reveladas por los ministros de Hacienda y Crédito Público, Alberto Carrasquilla, y de Minas y Energía, María Fernanda Suárez; así como por la superintendente de Servicios Públicos, Natasha Avendaño, y la agente especial de Electricaribe, Ángela Patricia Rojas.

El proceso, que hace parte de la solución estructural definida por el presidente Iván Duque Márquez el 29 de noviembre de 2018, ofrecerá los activos de cada uno de los segmentos, y el pasivo pensional estará a cargo de la Nación. Adicionalmente, brinda la posibilidad de comprar la compañía en su totalidad o segmentada en dos zonas geográficas.

El plan presentado divide la operación de la actual Electricaribe en dos grandes sectores de prestación. CaribeSol, compuesto por Atlántico, Magdalena y Guajira, con una participación en el mercado de 10.8% y 1.21 millones de clientes; y CaribeMar, compuesto por Bolívar, Sucre, Córdoba y Cesar, con un mercado de 10.9% y 1.51 millones de clientes.  

«El mensaje que quisiera transmitir es positivo: el Gobierno Nacional está comprometido en garantizar la prestación del servicio de energía eléctrica, tanto en el corto como en el largo plazo. Esperamos contar con el operador más calificado para mejorar el servicio de energía en la costa Caribe», dijo el Carrasquilla.

Por su parte, la Ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez sostuvo que “estamos cumpliendo la ruta trazada por el presidente Duque para ofrecerles una solución estructural a los usuarios del servicio de energía eléctrica en la Costa Caribe. Este nuevo proceso aumenta las probabilidades de encontrar una solución definitiva para esta zona del país que representa el 25% de la totalidad de la demanda en Colombia, y asegurar las inversiones por cerca de 8 billones de pesos que se requieren en los próximos 10 años”.

Reglas de participación
Como criterios para participar en la oferta, el proceso exige que el inversionista-operador interesado se encuentre prestando el servicio de energía a más de 600.000 usuarios y que tenga un patrimonio de US$500 millones. Estos criterios de pre-calificación aplican tanto para los interesados en una de las dos zonas o en la totalidad de la región.

Para los interesados bajo la modalidad de consorcio se exige que el líder del mismo acredite la prestación del servicio de energía a mínimo 450 mil usuarios (de los 600 mil requeridos en conjunto) y tener por lo menos el 50% de participación en el consorcio. Adicionalmente, un miembro debe acreditar como mínimo un patrimonio de US$300 millones y tener, por lo menos, el 30% de participación en el consorcio.

“Las reglas de participación y acreditación que proponemos buscan que los inversionistas que lleguen a operar el servicio de energía tengan la experiencia suficiente y comprobada para garantizar que se hagan las inversiones requeridas con el fin de mejorar la prestación del servicio en la región. Lo que buscamos es uno o varios operadores expertos en el mercado que no cometan los errores del pasado”, aseguró la superintendente Avendaño.

El nuevo proceso de búsqueda, que inicia el 2 de abril, tiene como plazo de recepción de las ofertas para precalificación el 17 de mayo. En junio se darán a conocer los resultados de la precalificación y se procederá a abrir el cuarto de datos para que las firmas seleccionadas analicen la información disponible y estructuren la oferta final que debe presentarse el 16 de septiembre. Ese mismo mes se hará la subasta del primer segmento y en octubre la subasta del segundo de los segmentos, así como la subasta de la compañía completa (en caso que se presenten interesados) para la adjudicación de la operación del servicio de energía en la región.

Al final del proceso, se seleccionará la propuesta que cumpliendo los requisitos regulatorios ofrezca el mayor valor por la compañía prestadora del servicio de energía en la región Caribe, en su totalidad o con la segmentación.

Plan de Inversiones
Entre 2019 y 2020, Electricaribe triplicará las inversiones en el mantenimiento de su infraestructura y redes eléctricas, con un monto inicial de $125.000 millones y uno posterior de $745.000 millones. El principal componente del plan de inversiones que se propone es la recuperación de pérdidas de la compañía.

Sin embargo, este plan de inversiones que se propone por el orden de los $8.7 billones, puede ser robustecido por el o los nuevos operadores-inversionistas, siempre y cuando cumplan con los mínimos establecidos por el Gobierno Nacional.

Cronograma del proceso
2 de abril:          Lanzamiento del proceso
8 al 30 de abril: Período de mercadeo
17 de mayo:      Plazo de recepción sobre precalificación
5 de junio:         Comunicación de resultados de precalificación
6 de junio:         Apertura del cuarto de datos
6 de junio al 6 de septiembre: Período de debida diligencia, presentaciones de gerencia y visitas de sitio
16 de septiembre: Plazo de recepción de sobres de oferta
24 de septiembre: Primera subasta individual
4 de octubre:         Segunda subasta y subasta conjunta – Adjudicación.

• Las utilidades netas reportaron un crecimiento de 13,5% y los ingresos operacionales un crecimiento del 12% comparado con el 2017. El Grupo entregará dividendos históricos de $130 por acción. 

28 de marzo de 2019.   La Asamblea General de Accionistas del Grupo Energía Bogotá (GEB) aprobó este jueves los resultados financieros registrados durante 2018, en los que se destacó el crecimiento de 13,5% en la utilidad neta frente a 2017, que ascendió a COP$1,7 billones, un récord histórico.

Por su parte, el crecimiento de los ingresos operacionales fue de 12%, alcanzando los COP$4 billones, como consecuencia del buen desempeño operacional, comercial y financiero de las compañías del Grupo y de las empresas en las que tiene participación.

Así mismo, la Asamblea General de Accionistas autorizó distribuir utilidades por COP$1,2 billones, una cifra histórica que se traduce en el pago de COP$130 por acción a sus más de 7.000 accionistas. Esta cifra representa un crecimiento respecto a 2017, cuando se pagó un dividendo de COP$115 por acción, logrando una rentabilidad por dividendo superior al 6%.

La presidente del Grupo Energía Bogotá, Astrid Álvarez, destacó los buenos resultados de 2018 al señalar que “estos no habrían sido posibles sin el respaldo de nuestros accionistas, la pasión, el esfuerzo y compromiso de nuestros colaboradores y la acogida y el cariño de las comunidades en las zonas de influencia de nuestros proyectos. Estamos trabajando para que en 2019 sigamos creciendo en nuestros negocios de energía eléctrica y gas natural en América Latina”. 

Entre los hechos más destacados en 2018 en el GEB y sus filiales, se encuentran:

En Colombia se inauguraron dos proyectos de trasmisión de energía eléctrica, Río Córdoba y Bolívar-Cartagena, que darán mayor confiabilidad a la prestación del servicio de energía eléctrica en la costa Caribe.

Además, fue adjudicado por la UPME el proyecto Colectora, que marca un hito en la historia del sector porque permitirá por primera vez transportar la energía que se producirá en los parques eólicos de La Guajira al resto del país. 

En Perú, Cálidda logró un récord de 184.000 conexiones de gas natural, con más de 761.000 clientes, beneficiando a cerca de tres millones de peruanos, mientras que Contugas cumplió anticipadamente los 50.000 clientes previstos para el 2020.

En Guatemala, Trecsa reportó un avance del 74% en el PET, el proyecto de expansión de energía eléctrica más importante de Centroamérica, y Eebis culminó el Anillo Pacífico Sur, el primer proyecto privado de transmisión de energía eléctrica que se termina al 100% en el país.

Por su parte Gebbras, en Brasil, sigue en la búsqueda de nuevos negocios y de expansión en este importante mercado.

Álvarez sostuvo que además de la transmisión de energía y transporte de gas, el Grupo Energía Bogotá busca llevar progreso a las comunidades de los países donde tiene presencia, a través de corredores verdes, incorporando el concepto de sostenibilidad y protección del medio ambiente por donde pasan los proyectos. 

Junta Directiva 

La Junta Directiva quedó integrada por los siguientes miembros principales: Beatriz E. Arbeláez Martínez, Gisele Manrique Vaca, Gustavo Ramírez Galindo, Jaime Ruiz Llano, Margarita Rehbein Dávila, Marc Willy Eichmann Perret, Roberto Holguín Fety, Carlos A. Sandoval Reyes y Rafael Herz Stenberg.

Fuente: GEB

• La empresa cuenta con más de 4,3 millones de usuarios en Colombia y Perú y más de 3.000 kilómetros de gasoductos. El Ebitda de Promigás y sus empresas en 2018 creció un 4% respecto al año anterior.

22 de marzo de 2019.   Los logros alcanzados en materia de gestión comercial, operacional y financiera durante 2018 hicieron posible que la utilidad neta de Promigás para los accionistas sea de $725.463 millones de pesos, superior en 12% a la del año anterior, con una ejecución de 112% sobre la utilidad presupuestada. Así lo revela el balance de gestión presentado a la Asamblea de Accionistas el 22 de marzo en Barranquilla.

El crecimiento del Ebitda del 4% se originó principalmente por un mayor servicio de transporte de gas natural, la construcción de la variante Malambo – Santa Rita y mayores ingresos por la gestión de regasificación en Cartagena.

En 2018 Promigás y sus empresas registraron un indicador de 99.9% de continuidad en el sistema de transporte, con una participación del 52% del transporte de gas natural de Colombia por los más de 3.000 kilómetros de redes de gasoductos.

Así mismo, obtuvo una cobertura del 38% del mercado nacional de distribución con más de 4,3 millones de usuarios atendidos, lo cual representa más 12 millones de personas beneficiadas en Colombia y aproximadamente 3 millones en Perú, en más de 861 poblaciones atendidas en ambos países, con un servicio continuo y confiable.

A través de la filial SPEC LNG se garantizó el suministro de gas natural licuado (GNL), brindando seguridad energética a Colombia. En 2018 se regasificaron 10.533 millones de pies cúbicos para atender oportunamente las necesidades de generación eléctrica del país. La capacidad instalada permite atender la generación de 2.000 MW de energía, equivalente al 40% de la capacidad de generación térmica de Colombia y al 12% de la capacidad total de generación del país, de 17.000 MW.

En relación con el balance de actividades de 2018, Eric Flesch, presidente de Promigás aseguró que “estos resultados nos permiten reafirmarnos como un motor de desarrollo para Colombia y avanzar en la consolidación de nuestra participación en Perú, adelantando nuestras actividades en armonía con el medio ambiente y con el propósito de mejorar la calidad de vida en las regiones donde operamos”.

Promigas incrementó sus esfuerzos en identificación, exploración y desarrollo de nuevas tecnologías y líneas de negocio en el sector de energías renovables, tanto para uso interno como para diversificar su portafolio de servicios energéticos.

A través de la Fundación Promigas, se invirtieron $6.700 millones de pesos, para mejorar la calidad de vida de las comunidades ubicadas en el área de influencia y aportar a la educación, beneficiando en 2018 a más de 150.000 estudiantes en 11 departamentos del país.

Promigás fue incluida por la ANDI en la “Lista de Empresas Inspiradoras” por su programa Brilla, como una de las 20 empresas comprometidas en resolver desafíos sociales del país como parte de su modelo de negocio. En 2018 Brilla tuvo un crecimiento del 25% en colocación en las 6 distribuidoras vinculadas y llegó a 2,86 millones de familias beneficiadas con $2,9 billones de pesos acumulados en créditos desembolsados a los hogares colombianos. Los altos estándares de sostenibilidad que Promigás y sus empresas apropian en actividades y procesos les permitieron ser incluidas por primera vez en el Anuario de Sostenibilidad de RobeCosam, que reconoce a las empresas con mejores prácticas sociales, ambientales y de gobierno

• Pronunciamiento de la ANDI, Naturgas y la ACP.

20 de marzo de 2019.   En el marco la 8ª. versión de Colombia Genera, la Asociación Nacional de Empresarios de Colombia (ANDI), la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), y la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), analizaron las implicaciones positivas que tiene el aprovechamiento de los recursos de los yacimientos no convencionales.

Al respecto, los industriales y las empresas productoras de gas y petróleo reiteran el compromiso de continuar realizando una actividad responsable con el medio ambiente, la normatividad vigente y las comunidades.

Resaltaron que los no convencionales abren la posibilidad de que el país pueda contar con recursos necesarios para su sostenibilidad fiscal, se generarán regalías e ingresos para las regiones, más empleo, mayores obras de infraestructura y un impacto positivo en materia social para las comunidades.

 “Esta industria tiene una significativa participación en las exportaciones colombianas y la consecuente retribución de recursos al país. En materia fiscal, es conocido que esta industria entregará recursos equivalentes al 1,2% del PIB en los próximos años. Con la exploración de yacimientos no convencionales el aporte ascendería entre 2,5% y 3% del PIB”, afirmó Bruce Mac Master, presidente de la ANDI.

“Colombia tiene un potencial de 54,7 terapiés cúbicos de gas en estos yacimientos. Esto significaría multiplicar por diez nuestras reservas actuales: más empleo, más progreso, precios más competitivos, más autonomía y seguridad energética”, dijo Orlando Cabrales Segovia, presidente de Naturgas.

“Los YNC podrían aportarle al país recursos hasta por 100 billones de pesos en su etapa de desarrollo, recursos que servirán para apalancar inversiones del Gobierno Nacional, en beneficio de todos los colombianos. Aquí hay una gran oportunidad para el desarrollo económico y social de Colombia y no podemos dejarlo pasar, debemos hacerlo y estamos preparados para hacerlo bien”, agregó Francisco José Lloreda Mera, presidente de la ACP.

Al respecto las agremiaciones declaran que:

• El desarrollo de los yacimientos no convencionales implicaría el desarrollo de otros sectores de la economía y la industria como la metalmecánica, minería, logística y cementera. En caso de que se desarrollen 5.000 pozos en el largo plazo, esto significaría 275.000 empleos directos.
• En relación con la seguridad energética, las reservas de gas se podrían extender hasta 30 años y en el caso del petróleo se podrían triplicar. Cabe recordar que en este momento la estimación de reservas es para 5,4 años para petróleo y 11 años para gas natural y que hay sectores de la industria que no serían competitivos a precios de gas importado.

Finalmente, los gremios coinciden en solicitar al Gobierno revisar cuidadosamente el informe de la comisión de expertos para decidir cuál será el plan que Colombia deberá emprender, y darles tranquilidad y confianza a los colombianos.

• La calificadora destacó que la compra de los activos de ExxonMobil en Colombia, Perú y Ecuador –  durante 2018 – robustecerá la presencia de la compañía en el mercado de los lubricantes de los principales países en el área andina.

11 de marzo de 2019.    El Comité Técnico de BRC Investor Services S.A. SCV de Standard & Poor’s, en revisión periódica, confirmó la calificación ‘AAA’ a la Organización Terpel gracias a su sólida posición competitiva reflejada en la variedad servicios que ofrece en los países en donde tiene presencia.

La calificadora reconoció la eficiente implementación del plan estratégico de Terpel, que tiene como pilares una moderna infraestructura, el ofrecer los precios más competitivos del mercado y su promesa de brindar un excelente servicio a todos sus usuarios.

Además, exaltó otras características de la compañía como su robusto plan de fidelización Club LifeMiles y el esfuerzo de la organización por expandir su red de estaciones de servicio.

“Esta calificación, además de llenarnos de orgullo, significa un enorme reto para poder continuar ofreciendo experiencias memorables a todos nuestros clientes a través de los servicios de la compañía y seguir implementando un robusto plan de negocios que garantice nuestra operación sostenible en los países donde operamos. Es un gran compromiso para todos mantenerla, dado los múltiples beneficios que se derivan de ella,” dijo Oscar Bravo, Vicepresidente Financiero de Terpel.

S&P también destacó la compra por parte de la Organización Terpel de los activos de ExxonMobil en Colombia, Perú y Ecuador, hecho que robustecerá la presencia de la compañía en el mercado de los lubricantes de los países en el área andina, además de dinamizar y rentabilizar la operación, dado que la empresa ofrecerá a los consumidores un portafolio más amplio.

También se estableció que Terpel mantuvo una posición líder en el mercado colombiano, ya que a la fecha de la auditoría realizada por BRC Investor Services S.A. SCV, la empresa contó con una participación del 44,5 % en combustibles líquidos y del 46,2 % en gas natural.

La calificación AAA es la máxima que otorga la calificadora y se suma al mismo reconocimiento recibido en la compañía por parte de Fitch Ratings.

Fuente: Terpel

Con la inclusión del carbón en este impuesto se impulsaría la transición al uso de energías más amigables con el medio ambiente en Colombia; además, se podría recaudar $337.500 millones anuales para destinar a proyectos ambientales y sociales.

28 de febrero de 2019. Orlando Cabrales Segovia, presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) propuso un ajuste al Plan Nacional de Desarrollo del gobierno, para incluir al carbón, el combustible más contaminante, en el impuesto que pagan todos los combustibles fósiles por sus emisiones.

“Para desestimular el uso de energéticos contaminantes, es importante el pago de una tarifa de acuerdo con la cantidad de toneladas de carbono que se liberan a la atmósfera. Así ocurre con el fuel oil, Acpm, jet fuel, gasolina, GLP y el gas natural, pero no con el carbón”, explicó Cabrales Segovia.

Esta propuesta no sólo ayudaría a reducir las emisiones de CO2, sino que le entregaría a la Nación mayores recursos. De acuerdo con la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) sobre la emisión del carbón en Colombia (2534.8 kgCO₂/tonelada) y el consumo interno (9 millones de toneladas al año), se podría recaudar $337.500 millones para destinar a proyectos ambientales y sociales.

“Queremos dialogar con el Congreso de la República, el Gobierno nacional, las autoridades locales y los ciudadanos para que en el Plan Nacional de Desarrollo podamos impulsar medidas ambientales que desincentiven el uso del carbón para ser reemplazado con energías más limpias”, puntualizó el dirigente gremial.

En Bogotá y Antioquia, el 22% y 18% de las emisiones de material particulado fino contaminante provienen de fábricas que usan hornos y calderas a carbón, donde se destacan las tintorerías, ladrilleras y fundiciones. En ambas regiones se reportaron más de 600 fábricas que usan carbón, lo que las convierte en el segundo mayor contaminante, después del transporte.

• La Agencia Nacional de Hidrocarburos presentó el nuevo Proceso Permanente de Asignacion de Áreas, que será más atractivo, amplio y competitivo para la reactivación del sector de oiL & gas.

21 de febrero de 2019.    La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) presentó el Proceso Permanente de Asignación de Áreas, una iniciativa con la cual empresas nacionales e internacionales del sector podrán solicitar de manera continua áreas para desarrollar actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos convencionales. 

«Durante más de cuatro años no se han firmado contratos para la exploración y producción de hidrocarburos en Colombia. Este proceso, además de otras estrategias, nos permitirá seguir avanzando en la reactivación de la industria. Aumentar las reservas de petróleo y gas, que hoy son de 5,7 años y 11,7 años, respectivamente, es fundamental para garantizar la autosuficiencia energética y para seguir generando empleo, inversión, ingresos fiscales y oportunidades para el país y las regiones», dijo la ministra de Minas y Energía, María Fernanda Suárez Londoño. 

Este nuevo modelo ofrece a las compañías la posibilidad de solicitar la incorporación de otras áreas disponibles que sean de su interés, además de las que incorporará periódicamente la ANH. El proceso impulsará la competitividad del sector, al permitirle a las empresas realizar contraofertas y priorizar las propuestas que otorguen los mayores beneficios para la Nación durante la etapa de adjudicación. 

«El Proceso Permanente de Asignación de Áreas ofrece condiciones más atractivas, amplias y competitivas para los inversionistas, y traerá nuevos recursos que impulsarán la equidad y el desarrollo económico y social de nuestro país», agregó Luis Miguel Morelli, presidente de la ANH. 

El nuevo proceso se activará con una oferta inicial de 20 bloques estratégicos identificados por la Agencia, de los cuales 18 son continentales y dos más “offshore” o costa afuera.

Estas áreas, que podrían representar una inversión de 600 millones de dólares, se encuentran en cuencas maduras de los Llanos Orientales (13), el Valle del Magdalena (5) y el Caribe (2). Los procesos de exploración en los bloques continentales tendrán una duración de seis años, mientras que para las áreas costa afuera serán de 9 años. 

La asignación iniciará con el proceso de habilitación de las compañías interesadas entre el 25 de febrero y el 22 de abril de 2019, y continuará con la primera audiencia para la presentación de propuestas el 24 de mayo. La segunda audiencia para la presentación de contraofertas se desarrollará el 28 de junio, y la audiencia final de adjudicación está prevista para el 5 de julio. A partir de la adjudicación de los bloques, se espera realizar la firma de contratos en el tercer trimestre de 2019.

Adicionalmente, el sector trabaja hoy en frentes como la reactivación de campos menores, el recobro mejorado, producción incremental y el desarrollo de proyectos costa afuera.

Fuente: Minminas

• El suministro de petróleo y gas fue nombrado como la principal tendencia a observar en 2019. Los problemas con Venezuela e Irán, así como la salida de Qatar de la OPEP, seguirán en la atención mundial durante los próximos seis meses por lo menos. A continuación el resto de la lista de acuerdo con el informe 2019 de Global Data.

23 de enero de 2019.   La segunda tendencia en la lista es la perspectiva de la energía, que en los últimos años ha incluido el aporte de influencers del gas en línea, así como los informes de la industria y el periodismo. Por supuesto, se incluye el trabajo que hace Oil & Gas IQ.

Las políticas de energía son la tercera tendencia e incluyen decisiones tomadas por organizaciones como el Departamento de Energía de los Estados Unidos. El aumento de la supervisión federal con respecto al metano y las aguas residuales, y el retorno a una mayor autonomía en las partes productoras de petróleo de los EE. UU., destinadas a alterar la producción de petróleo en 2019. Los cambios en los rangos de la OPEP también pueden alterar la forma en que sus 14 estados nacionales gestionan sus políticas energéticas.

Por otro lado, la situación política en el Reino Unido puede afectar las políticas relacionadas con la exploración de petróleo en el Mar del Norte y la energía nuclear en Escocia en los próximos años.

El aumento del gas natural licuado (GNL) y la presión sobre los gobiernos y las empresas estatales, así como las empresas privadas, para luchar por la sostenibilidad ambiental significan que el suministro de gas natural estará en la vanguardia de la mente de todos. China, entre otras naciones, ha estado desarrollando su infraestructura de gas natural  e invirtiendo en importaciones de GNL.

Por eso, algunos analistas etiquetaron el 2019 como el año en que la oferta mundial de GNL superará la demanda, junto con una importante reacción contra el carbón, lo que incrementará aún más la demanda de gas. Con la Unión Europea preparándose para una caída en los precios del gas, el mercado del gas natural podría ser una de las áreas más interesantes de la industria este año. 

El precio del petróleo está, por supuesto, en la lista de tendencias a observar en 2019, y con el precio del crudo Brent de aproximadamente 30 dólares por barril menos que el valor de hace tres meses, el mercado es tan inestable como siempre. Las recientes sanciones del gobierno de Trump, y la subsiguiente relajación de muchas de ellas, han agregado otro elemento de volatilidad. 

Fracking, particularmente en el Reino Unido, es un término cargado para muchos, y aunque es extremadamente popular en los EE. UU., ha estado lleno de problemas en Europa occidental, con prohibiciones totales en muchos países. Está por verse si el fracking producirá petróleo en Gran Bretaña continental.

Tan importante para el mercado del combustible como el suministro es la demanda de petróleo. A fines de 2018, Estados Unidos era el mayor consumidor de petróleo crudo del mundo, y utilizaba 19 millones de barriles por día. China, un segundo distante, usó 10,5 millones, mientras que Japón usó 4,5 millones por día. La demanda ha aumentado cada año desde que comenzaron los registros y superó los 100 millones de barriles en todo el mundo en 2018.

Una tendencia mucho más reciente que las demás en el informe de Global Data es la de la transición energética, o el cambio en el uso de combustible dentro de una nación o región, ya sea la captación de energía solar o la implementación de un programa nuclear. Algunas áreas a observar incluyen el crecimiento (potencial) del mercado de vehículos eléctricos.

Finalmente, los inventarios de petróleo y, en menor medida, los de gas natural y carbón, valdrán la pena vigilar a medida que avanza el 2019. En los EE. UU., 2018 tuvo muy poco efecto en el inventario de petróleo. Los inventarios han sido generalmente altos, pero se anticipa que volverán a sus promedios más habituales.

• El reconocimiento regional fue otorgado a Promigás por la práctica correspondiente al Objetivo de Desarrollo Sostenible número 15, con la iniciativa “Experiencia exitosa en el rescate, traslado y supervivencia de plantas epifitas, lecciones aprendidas en cuidado de la biodiversidad”.

15 de noviembre de 2018.   En el marco del Making Global Goals Local Business” (Haciendo Metas Globales Negocios Locales), que se llevó a cabo en Bogotá, la Cámara de Comercio de Bogotá, la Red Ecuatoriana de Pacto Global y la Red Colombiana de Pacto Global, con apoyo de todas las redes de Pacto Global de Latinoamérica, otorgaron los Reconocimientos regionales de buenas prácticas de desarrollo sostenible.

Durante esta primera versión de los reconocimientos, Promigás fue premiada por el Objetivo de Desarrollo Sostenible (ODS) número 15, que corresponde al cuidado de Vida de Ecosistemas Terrestres en la región Caribe, con la iniciativa “Experiencia exitosa en el rescate, traslado y supervivencia de plantas epifitas, lecciones aprendidas en cuidado de la biodiversidad en el marco del proyecto de gasoducto Loop San Mateo – Mamonal”.

Solo dos empresas colombianas, Promigas y Repsol, fueron las seleccionadas en este importante reconocimiento regional de buenas prácticas de desarrollo sostenible y que contó con la presencia de más de 100 líderes empresariales y gremiales.

La Secretaría Técnica de la organización otorgó el Reconocimiento a las Buenas Prácticas de Desarrollo Sostenible a Promigás, en concordancia con su objetivo de promover los objetivos y metas establecidas por la “Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible”, creada en 2015 por los 193 Estados miembro de las Naciones Unidas con el objetivo de acabar con la pobreza extrema, luchar contra la desigualdad e injusticia y proteger el planeta.

• El inicio de la industria petrolera en Colombia lo marca la entrada en producción del campo Infantas en Barrancabermeja, el 29 de abril de 1918, por parte de la Tropical Oil Company (la Troco). Son cien años, un siglo del llamado ‘oro negro’ que, indudablemente, ha sido protagonista de la historia del país.

Por: MARTÍN ROSAS

4 de noviembre de 2018.    La energía es lo que mueve al mundo, y al siglo XX lo movieron la electricidad y los combustibles de origen fósil. Fue el siglo de la construcción de la red de carreteras y las vías urbanas, donde el automotor, bien sea movido por gasolina o ACPM, fue el rey.

Como en el resto del mundo, Colombia ingresó a la segunda revolución industrial de la mano de los hidrocarburos. Estas fuentes energéticas se fueron posicionando desde los albores del siglo pasado como el principal motor para la industria del transporte y otros sectores económicos.

El transporte por carretera se impuso sobre el ferrocarril y el fluvial para dinamizar la economía del país, al tiempo que surgían otras industrias derivadas del petróleo, como la plástica y la petroquímica, con sus miles de productos que cambiaron para siempre la forma de vida de los colombianos.

Ha sido un siglo con altos y bajos. Momentos de auge y momentos de escasez, con decisiones acertadas y otras erráticas y desafortunadas, pero con una huella indeleble que marcó a las generaciones más recientes.

En Colombia, el petróleo es una de las principales fuentes de recursos para la Nación. Representa el 7% del PIB y por cada cien pesos que se invierten en la industria, entre 60 y 70 llegan al Estado a través de impuestos, dividendos de Ecopetrol, derechos contractuales y regalías.

La revolución del gas natural

Cuando se explota petróleo, este viene acompañado de agua y gas natural; sin embargo, durante muchos años se desestimó el combustible gaseoso y hasta la década de los sesenta del siglo pasado se quemaba en las teas de los campos de producción.

Solo a comienzos de ese decenio se empieza a darle cierto procesamiento industrial al gas natural, y el gobierno expide una reglamentación que obligaba a las compañías a darle uso, así fuera reinyectándolo en los mismos campos.

Fue hasta principios de 1973, con el descubrimiento por parte de Texaco (hoy Chevron) de Ballena, el primer gran yacimiento de gas libre en el país y unos meses después con Chuchupa, otro campo aún mayor mar adentro, ambos en La Guajira, que el gas natural marcó un hito en la historia de los combustibles en Colombia, al ofrecer una alternativa energética más eficiente, económica y abundante.

Esto se dio en momentos en que la producción nacional de petróleo estaba en un bajo nivel y el país tuvo que importar combustibles, al tiempo que los precios del crudo se cuadruplicaban a nivel global, a raíz de la primera gran crisis del petróleo generada por la guerra del Yom Kippur.

A partir de 1975 se da el gran impulso al gas natural, cuando, con la expedición de las primeras reglamentaciones sobre el manejo de precios en boca de pozo y los cupos para la distribución, se da una acción coordinada entre el gobierno y el sector privado para desarrollar este mercado, lo que motivó la conversión de algunas plantas de generación térmica para reemplazar el carbón y el fuel oil como combustibles.

Por esa época también se promovió el desarrollo de la infraestructura para el consumo industrial y posteriormente para el residencial, comercial y vehicular, dando origen a la llamada ‘revolución del gas natural’ en el país.

Hoy, Colombia cuenta con una red de gasoductos de 7.500 kilómetros que lleva el energético a más de 31 millones de personas, a cientos de industrias y a cerca de 600 mil vehículos convertidos, además de alimentar termoeléctricas y refinerías.

Indudablemente, la industria de los hidrocarburos ha traído beneficios, pero también, hay que decirlo, ha contribuido con los graves problemas de contaminación, pues es responsable en gran medida de la emisión de gases de efecto invernadero que ocasionan el calentamiento global, de la enorme cantidad de desechos plásticos no biodegradables, y de agroquímicos que, si bien contribuyeron a la llamada ´revolución verde’ de mediados del siglo pasado, también causaron deterioro de los suelos y contaminación de las aguas.

Hoy, la humanidad está abocada a cambiar su estilo de vida y a disminuir dramáticamente, en un par de decenios, las emisiones de dióxido de carbono y óxidos de nitrógeno, si quiere sobrevivir sobre la faz de la Tierra.

El cambio climático obliga a la rápida conversión de los motores de combustión interna por vehículos eléctricos, lo que conllevará la reducción en el consumo de petróleo y el incremento de las energías renovables.

En este proceso de cambio, el gas natural juega el papel de energético de transición; de ahí el protagonismo que ha adquirido en el presente siglo, con la expansión de tecnologías como la del gas natural licuado (GNL), que cambió radicalmente el mapamundi del comercio de este hidrocarburo.

Mientras estos cambios se dan, el país enfrenta una reducción dramática de las reservas de petróleo y gas. Se estima que la autosuficiencia en crudo es de 5,7 años y la de gas de 11,5 años, lo que obligaría a la importación de combustibles en unos seis años. Todo esto en un entorno donde han bajado la adjudicación de áreas y la exploración, mientras algunas comunidades se oponen a las industrias extractivas.

Los retos del gobierno entrante del presidente Iván Duque son atraer mayor inversión en exploración y producción, para aumentar las reservas y espantar el fantasma de la pérdida de autosuficiencia, pero siendo más estrictos con la protección del medio ambiente y la concertación con las comunidades. Es decir, explotar hidrocarburos de manera sostenible, en consonancia con el lema de la actual administración: ‘Producir conservando y conservar produciendo’.

Por el lado del gas natural, el país tiene dos alternativas: desarrollar los campos off shore descubiertos recientemente en aguas profundas del Caribe (Orca, Kronos, Gorgon y Purple Angel), o construir una planta de regasificación en el Pacífico, con una capacidad de 400 millones de pies cúbicos diarios.

El proyecto de la planta ha estado inmerso en una aguda polémica. Mientras unos aducen que sale muy costoso, pues además hay que sumarle el gasoducto entre Buenaventura y Yumbo; otros sostienen que es un seguro para enfrentar la pérdida de autosuficiencia, pues las reservas vienen cayendo año a año de manera sostenida.

Para el caso del petróleo, la situación es aún más dramática. Si se pierde la autosuficiencia no solo el país dejará de percibir cuantiosos recursos por concepto de las exportaciones de crudo, sino que se verá abocado a importar combustibles.

Luego de un siglo de historia de la industria del petróleo en Colombia, los retos son enormes y de variado tipo. No solo hay que incentivar la inversión en exploración y desarrollo, sino que el país debe proporcionar mayor seguridad jurídica, al tiempo que protege el medio ambiente y atiende los reclamos de las comunidades, además de seguir la senda de la transición energética hacia fuentes renovables más limpias y sostenibles.

Son enormes los desafíos que este nuevo siglo plantea; pero estamos seguros de que la industria de hidrocarburos sabrá afrontarlos, con la madurez de sus cien años de historia.