Categoría: Industria

Durante la toma violenta del campo Capella A, en San Vicente del Caguán, un policía perdió la vida.

Las empresas de la industria de hidrocarburos, representadas en la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP), condenan los actos de violencia y de violación de derechos humanos registrados en el campo Capella A (Bloque Ombú) ubicado en la vereda Pozos del municipio de San Vicente del Caguán (Caquetá), luego de 40 días de bloqueos, que han constituido hechos de carácter delictivo.

La toma violenta del campo se registró este jueves 2 de marzo, desde las 5:50 a.m. donde se vieron comprometidas la integridad de ocho trabajadores y decenas de policías, uno de ellos perdió la vida en los hechos.

“Desde la Asociación hacemos un llamado urgente al Gobierno nacional para que, en defensa de los derechos humanos, intervenga de inmediato y restablezca el orden público y, de esta manera, se garantice y preserve el derecho a la vida de las personas que aún se encuentran en el campo y sus alrededores, y se eviten daños ambientales irreparables por causa de incendios provocados en las instalaciones, más teniendo alrededor 24.000 barriles de petróleo almacenados” señaló la ACP.

La industria del petróleo y gas expresa sinceras condolencias a la familia del policía que, según información de las autoridades, falleció en medio de estos hechos de violencia, propiciados por quienes se tomaron el campo. La vida es sagrada y nada justifica estas acciones. Reiteramos nuestra solidaridad con los trabajadores y personas afectadas.

Sobre la ACP

La Asociación Colombiana del Petróleo y Gas es el gremio de la industria de hidrocarburos en Colombia. Sus compañías desarrollan actividades de exploración y producción de petróleo y gas, transporte de hidrocarburos y distribución de combustibles líquidos y lubricantes.

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Contacto: 3003286319

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Frontera Energy Corporation, empresa canadiense que opera en Colombia, Ecuador y Guyana presentó los resultados financieros y operativos consolidados a diciembre de 2022.

Así, al cierre del año pasado, Frontera obtuvo una utilidad neta de 286,6 millones de dólares, un EBITDA operativo de todo el año de USD641,9 millones, un aumento del 70 % frente al 2021. Los anteriores resultados se obtuvieron sobre un precio promedio del Brent de 98 dólares por barril.

En cuanto a producción, durante 2022 produjo 41.382 barriles diarios de petróleo equivalentes (boe/d), un aumento del 9% frente a 2021, cuando la producción fue de 37.818 boe/d.

Gabriel de Alba, presidente de la Junta Directiva, comentó: «2022 fue un año financiero y operativo sólido para Frontera. La Compañía entregó una producción diaria promedio de 41.382 boe/d, un aumento del 9 % en comparación con su producción promedio de 2021 y en línea con su guía de producción aumentada y más estricta para 2022. La Compañía aumentó El EBITDA operativo de todo el año en un 70 % a 641,9 millones de dólares, dentro del rango de orientación de $90-$100/bbl de la Compañía para 2022.

”En línea con su compromiso de mejorar los rendimientos de los accionistas, en 2022 la Compañía devolvió más de 91 millones de dólares a los accionistas a través de sus programas NCIB y SIB. Desde 2018, Frontera ha devuelto más de 300 millones de dólares a los accionistas a través de dividendos y recompras de acciones. Además, desde 2017, la Compañía ha resuelto más de 2600 millones de dólares en pasivos y compromisos contingentes, eliminando de forma permanente los problemas heredados.

“La Compañía se enfoca en desbloquear el valor para los accionistas de su negocio upstream en Colombia y Ecuador, su negocio midstream independiente y en crecimiento, y su programa de exploración costa afuera potencialmente transformador en Guyana”, concluyó de Alba.

También en 2022, Frontera fortaleció su línea de transporte con la adquisición del 40% restante de Pipeline Investment Limited. Frontera ahora posee el 35 % del oleoducto ODL, que generó más de $215 millones en EBITDA en 2022. Desde 2019, la Compañía aumentó su participación en Puerto Bahía del 60% al 99,8%. En Guyana, el Joint Venture descubrió petróleo ligero y condensado en el pozo Kawa-1, en la costa de Guyana, y perforó con éxito los primeros horizontes geológicos prospectivos en el Maastrichtiano Superior en el pozo Wei-1, el segundo pozo de exploración del Joint Venture en el bloque Corentyne, varios días antes de lo previsto.

Por su parte, Orlando Cabrales, director General (CEO) de Frontera, comentó:

«Estoy satisfecho con los resultados operativos y financieros de Frontera en 2022. Obtuvimos una producción récord en CPE-6, lo que contribuyó a un crecimiento de la producción del 2 % trimestre a trimestre y al crecimiento del 9 % año. La Compañía incrementó la capacidad de manejo de agua en Quifa a aproximadamente 1.550.000 de barriles de agua por día (bwpd) al final del año y planeamos crecer a 2.000.000 bwpd para mediados de 2024 a medida que la planta de tratamiento de agua SAARA entre en funcionamiento y en CPE-6 donde la Compañía espera aumentar la producción de petróleo y capacidad de manejo de agua a 240.000 bwpd en 2023 y a 480.000 bwpd en 2025, sentando las bases para aumentar la producción a 50 000 boe/d.

“La Compañía ejecutó de manera segura y responsable 314 millones de dólares en gastos de capital en apoyo de su negocio upstream onshore en Colombia y Ecuador y 104 millones de dólares en su emocionante programa de exploración en alta mar en Guyana.

“En nuestro segmento Midstream, renovamos el liderazgo de Puerto Bahía, agregando experiencia en el negocio de contenedores para impulsar oportunidades incrementales en la terminal de carga seca. Para el año que finalizó 2022, los ingresos por líquidos y carga general de terceros a través de Puerto Bahía aumentaron un 41% a aproximadamente 40 millones de dólares, en comparación con 2021.”

Al cierre de 2022, el Grupo Ecopetrol volvió a presentar récords históricos en sus resultados operativos y financieros.

Así es como al cierre del 2022 la Empresa registró ingresos por 159,5 billones de pesos, una utilidad neta de $33,4 billones (el doble de 2021), un EBITDA de $75,2 billones, y un margen EBITDA de 47,2%. Por su parte, el indicador deuda bruta/EBITDA fue de 1,5 veces y el retorno sobre capital empleado (ROACE) fue de 18,8 %.

Son los mejores resultados obtenidos en toda la historia de la Empresa, aunque hay que señalar que el año pasado el precio promedio del Brent estuvo por los 99 dólares el barril.

Durante 2022 el Grupo Ecopetrol invirtió USD 5.488 millones ($23.4 billones), cifra que se ubicó en el rango alto de la meta de entre USD 4.800–5.800 millones planteada para el año y que evidenció un crecimiento del 26% frente al 2021.

“Nuestra contribución al país fue destacada: en 2022 entregamos $42,4 billones a la Nación a través de dividendos, regalías e impuestos, frente a los $16,8 billones del 2021. Así mismo, entregamos $2,1 billones a nuestros accionistas minoritarios” señaló Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

Agregó que durante 2022 el Grupo Ecopetrol se consolidó en tres líneas de negocio:

Soluciones de Bajas Emisiones

En 2022 el aporte del gas y sus derivados a la producción consolidada de la Compañía fue del 24%, donde se destaca la actividad exploratoria y de desarrollo en el Piedemonte Llanero, en el Caribe continental y costa afuera.

En el frente de hidrógeno, durante 2022 Ecopetrol se posicionó como una empresa líder en el desarrollo de este energético, al ser la primera empresa en Colombia en desarrollar un piloto de producción de hidrógeno verde en condiciones industriales.

Además, avanzó en la identificación del recurso de hidrógeno blanco en Colombia, donde se finalizaron los muestreos en superficie y en subsuelo en tres cuencas, encontrando resultados positivos. En 2022 realizó inversiones en este frente por 7,5 millones de dólares.

Finalmente, durante el cuarto trimestre, se incorporaron 95 MW de fuentes no convencionales de energías renovables, provenientes de:

1. El inicio de la operación del Ecoparque Solar Brisas con una capacidad instalada de 26 MW,
2. La firma de un contrato de energía de largo plazo de una fuente solar fotovoltaica con una capacidad de 65 MW y
3. La adquisición de la Pequeña Central Hidroeléctrica (PCH) Cantayús, el primer activo de generación hidroeléctrica del Grupo Ecopetrol, con una capacidad de 4.3 MW.

Con esto, en 2022 se alcanzaron 208 MW operativos, sumado a 102 MW en construcción, con lo cual Ecopetrol se acerca a la meta de llegar entre 400 – 450 MW al 2024.

Hidrocarburos

En 2022 el Grupo Ecopetrol logró un Índice de Reposición de Reservas de 104%, incorporando 249 millones de barriles de petróleo equivalentes (MBPE). Del balance total de reservas, el 75% son líquidos y el 25% corresponde a gas, y la vida media de las reservas se ubicó en 8,4 años.

En producción, el año cerró en 709 mil barriles de petróleo equivalentes diarios (kbped), superando las expectativas para el año de entre 700–705 kbped e incrementándose un 4,5% frente al 2021.

En el frente de exploración, en 2022, el Grupo alcanzó siete éxitos exploratorios (cuatro pozos más que en 2021) que permitieron progresar más del 50% de los volúmenes prospectivos perforados a recursos descubiertos, en cuencas como el Caribe colombiano costa afuera (Uchuva-1, Gorgon-2), Valle Superior del Magdalena (El Niño-2 e Ibamaca-2ST), Valle Medio del Magdalena (Morito-1), Llanos Orientales (Tejón-1) y en el Valle Inferior del Magdalena (Coralino-1).

El segmento de refinación alcanzó una carga consolidada de 357 mil barriles diarios (kbd) (un 1,1% superior a la carga de 2021.

Se destaca la entrada en operación del Proyecto de Interconexión de Plantas de Crudo en Cartagena (IPCC) en septiembre de 2022, que le permitió a la refinería de Cartagena aumentar su capacidad de producción en 50 mil bpd alcanzando los 200 mil bpd.

En el segmento de transporte, el volumen total transportado al cierre del 2022 superó la meta del año de un millón de barriles diarios y ascendió a 1.070 kbd, con un incremento del 6,3% frente al 2021, explicado principalmente por el aumento del 5,8% en el transporte de crudo, resultado de la mayor producción principalmente en los Llanos.

Transmisión y Vías

Durante 2022 ISA puso en operación de siete proyectos de transmisión de energía, uno de baterías y 76 refuerzos y mejoras a la red de CTEEP.

Esos logros se complementan con unos sólidos resultados financieros. La utilidad neta cerró el año en $2,2 billones, 32% más que en 2021, mientras que el EBITDA se ubicó en $8,6 billones, 11% más que en 2021.

Finalmente, se destaca la labor de las empresas del Grupo Ecopetrol, que en 2022 contrataron bienes y servicios por $32,6 billones, de los cuales $5 billones fueron contratados con proveedores locales y se generaron más de 130 mil empleos, de los cuales más de 28 mil corresponden a personas con discapacidad, grupos étnicos, víctimas del conflicto armado y primer empleo.

Durante el período reportado, la Compañía cerró financiaciones por más de 1 billón de pesos en diferentes líneas de créditos sostenibles.

Enel Colombia invirtió más de $2,89 billones de pesos, concentrado en tres pilares estratégicos: la descarbonización de la economía, la electrificación de la demanda y el consumo, así como la mejora de la confiabilidad y la calidad del servicio. El enfoque estuvo encaminado a proyectos de energías renovables no convencionales, al fortalecimiento de la infraestructura eléctrica en Bogotá y Cundinamarca mediante la construcción de más subestaciones, y la apuesta por el desarrollo de productos y servicios para nuevos usos de la energía.

Asimismo, la consolidación de la operación de cuatro países: Colombia, Panamá, Guatemala y Costa Rica, tras la fusión en marzo de 2022, favoreció los resultados que le permitieron alcanzar a Enel Colombia un EBITDA de 6,3 billones de pesos y una utilidad neta consolidada de 3 billones de pesos.

“2022 fue un año muy positivo en el que tuvimos la oportunidad de robustecer y consolidar la nueva Enel Colombia, con la que establecimos una visión y estrategia de largo plazo hacia la transición energética para impulsar la electrificación, la descarbonización y la sostenibilidad del sector, aumentando la apuesta por el desarrollo de las energías renovables no convencionales. Hoy, los resultados financieros nos permiten fortalecer el compromiso con el sector y el país”, aseguróLucio Rubio Díaz, director General de Enel Colombia y Centroamérica.

Además, el ejecutivo aseguró que “nuestro propósito como compañía seguirá enfocado en la ejecución de inversiones para construir proyectos de generación de energía con fuentes no convencionales; desarrollar, modernizar y mantener la infraestructura eléctrica de distribución de energía, promover soluciones que apalanquen ciudades más sostenibles al tiempo que aportamos a las comunidades y al entorno, y al desarrollo de la transición energética de los países.”

La Compañía pagó dividendos a sus accionistas por un total de 3,5 billones de pesos, el más alto en su historia. Asimismo, contribuyó con el pago de impuestos por $2,1 billones de pesos y tiene proyectado pagar en 2023 $1,38 billones de pesos de impuesto de renta.

También, se cerraron financiaciones por más de un billón de pesos en distintas líneas de crédito sostenible, una de ellas vinculada a indicadores de sostenibilidad, donde Enel Colombia asumió dos compromisos:

1. Llevar energía a más de 3.000 nuevos clientes rurales veredales, enmarcados en el programa Cundinamarca al 100%, y
2. Aumentar la capacidad instalada de generación de energía renovable y disminuir la de generación térmica.

Así mismo, en 2022, Enel Colombia se acogió a las medidas regulatorias voluntarias expedidas por el Gobierno Nacional, en el  marco del desarrollo del Pacto por la Justicia Tarifaria, que involucró la aplicación de un nuevo mecanismo de indexación, así como la renegociación de contratos de compra venta de energía entre otros,  para el período 2022 – 2023 que permitieron encontrar alivios para los usuarios.

“El cambio climático y la transición energética son un gran reto para el país y requieren de un trabajo arduo y constante. Para que todos los proyectos de la cadena de valor de la energía eléctrica sean una realidad, debemos trabajar articuladamente con los gobiernos Nacional, Regional y local para sortear los distintos desafíos que tenemos en el desarrollo de infraestructura eléctrica como los atrasos en el transporte de la energía, no solo en La Guajira sino por ejemplo en la Sabana Norte de Bogotá. Tenemos que construir más sinergias con todas las comunidades donde estamos presentes para garantizar que podamos convivir, siendo actores fundamentales para fortalecer su progreso, bajo principios de respeto cultural, cumplimiento normativo y diálogo constante haciendo ver el valor de nuestra presencia en los territorios”, aseguró Rubio Díaz.

Inversiones

Durante 2022, Enel Colombia realizó inversiones por $2.89 billones de pesos enfocadas principalmente en:

• Darle continuidad a la construcción de seis proyectos de energías renovables, de los cuales cuatro están en Colombia: La Loma (César), Windpeshi (La Guajira), Guayepo (Atlántico) y Fundación (Magdalena) y dos en Panamá: Madre Vieja y Baco, que suministrarán más de 1.000 MW al sistema y contribuirán a la descarbonización de la matriz energética en la región.
• Robustecer las redes de distribución orientadas a garantizar la atención de la demanda, integrar las fuentes de generación renovable y soportar la masificación de la movilidad. Se destaca el inicio de operación en un mismo año de cuatro subestaciones: Terminal, Barzalosa, Calle Primera y Rio.
• Realizar mantenimientos programados de las centrales hidráulicas y térmicas para asegurar la continuidad en la generación de energía y garantizar la confiabilidad del parque generador a futuro.
• Implementar un plan de mantenimiento y modernización de la red de distribución enfocado en la reposición de los activos que cumplen su vida útil, así como en el mejoramiento de los sistemas técnicos y la implementación de nuevas tecnologías.
• Brindar confort y tecnología de vanguardia al equipo de trabajo, al remodelar y adecuar las oficinas corporativas en Colombia y Centroamérica.

La relación reservas producción o vida media de las reservas del Grupo Ecopetrol es de 8,4 años. El Índice de Reposición de Reservas (IRR) fue 104%, logrando reemplazar la producción total del año 2022 y un 4% adicional.

Ecopetrol anunció sus reservas probadas de petróleo, condensados y gas natural (reservas 1P), incluida su participación en filiales y subsidiarias, a 31 de diciembre de 2022.

Las reservas del Grupo Ecopetrol fueron estimadas con base en los estándares y metodología de la Securities and Exchange Commission (SEC) de los Estados Unidos. El 99,8% de las reservas fueron certificadas por tres firmas especializadas independientes (Ryder Scott Company, DeGolyer and MacNaughton, y Gaffney, Cline & Associates). El precio (marcador Brent) utilizado para la valoración de las reservas de 2022 fue USD 97,9 por barril frente a USD 69,2 en 2021.

Así, al cierre de 2022, las reservas probadas netas del Grupo Ecopetrol fueron de 2.011 millones de barriles de petróleo equivalentes (MBPE), las más altas de los últimos ocho años.

 Por su parte, el índice de reemplazo de reservas fue de 104% y la vida media de reservas de 8,4 años. El Grupo Ecopetrol incorporó 249 MBPE de reservas probadas y la producción total acumulada del año fue 240 MBPE. Del balance total de reservas, el 75% son líquidos y el 25% corresponde a gas.

En total se incorporaron 215 MBPE por gestión en los campos de desarrollo reflejada en la maduración óptima y oportuna de nuevos proyectos, mejor capacidad de ejecución e implementación de proyectos de expansión de recobro mejorado en campos como Chichimene, Castilla y Akacias, entre otros. Por su parte, la cuenca del Permian, en Estados Unidos, aporta 48 MBPE en reservas.

La canadiense Frontera Energy reveló los resultados de su evaluación independiente anual de reservas, realizada por la firma DeGolyer y MacNaughton CORP (D&M).

Al cierre de 2022 Frontera Energy acumuló reservas brutas 2P (probadas más probables) de petróleo y gas de 175 millones de barriles equivales (boe), una reducción del 2% frente al 2021, cuando cerró con 178 millones de barriles equivales.

El balance corresponde a sus operaciones en Colombia y Ecuador, aunque la empresa ya comenzó a incursionar en Guyana.

El valor neto de las reservas 2P, antes de impuestos, están estimadas en 3.700 millones de dólares, un aumento del 22 % interanual.

De acuerdo con el reporte, el índice de vida de las reservas brutas 1P es de 7,4 años en comparación con los 8,7 años al 31 de diciembre de 2021, y un índice de vida de reservas 2P de 11,6 años, en comparación con los 13 años al 31 de diciembre de 2021 .

La compañía también anunció que en 2023 invertirá entre 170 y 200 millones de dólares en exploración en los tres países.

Orlando Cabrales, director General de Frontera Energy, comentó: «Estoy satisfecho con los resultados de las reservas de Frontera para 2022. Aumentamos la producción diaria promedio en más del 9 % a 41.370 Bpe/d en comparación con 2021. Durante los últimos tres años, Frontera ha promediado 16,6 millones de barriles equivalentes de adiciones brutas de reservas 2P, logró 108 % de reemplazo de reservas y un índice de vida de reserva de 11,6 años».

Actividades de exploración

En 2023, Frontera tiene la intención de invertir entre 50 y 60 millones de dólares en varias actividades de exploración en Colombia y Ecuador, incluidas la perforación del pozo Chimi-1, y los pozos de exploración Winner-1 y Tubará South-1 en el bloque VIM-22 en Colombia, y el pozo Yin Sur-1 en Ecuador.

Además, completar las obras civiles en el bloque VIM-1 en la ubicación del pozo Hydra; realizar actividades sísmicas iniciales en el bloque VIM-46; completar un programa de adquisición sísmica de 80 kilómetros e iniciar obras civiles en las ubicaciones Sol Nor-1 y Sol Nor-2 en el bloque LLA-119; y completar un programa de adquisición sísmica de 164 kilómetros y una Evaluación de Impacto Ambiental en LLA-99.

En Guyana, en el bloque costa afuera Corentyne, Frontera anticipa gastar la mayor parte del presupuesto, entre 120 y140 millones de dólares en el pozo Wei-1, ubicado a 14 kilómetros al noroeste del descubrimiento previo de petróleo liviano y condensado Kawa-1.

El pozo Wei-1 evaluará tanto el descubrimiento de Kawa-1 como explorará oportunidades adicionales dentro del bloque Corentyne.

A través de la Resolución CREG 101 034 A del 2022 se convocó la cuarta subasta de cargo por confiabilidad.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

A continuación se mencionan los principales puntos a tener en cuenta por los representantes de plantas térmicas que quieran participar:

1. Planta con gas natural nacional. Una planta existente que se respalde con gas natural nacional podría tener ingresos fijos hasta por 5 años.
2. Planta con gas natural importado. Una planta existente que se respalde con gas natural importado podría tener ingresos fijos hasta por 10 años.
3. Garantías de infraestructura. En el evento que la importación sea con nueva infraestructura, como puede ser una unidad flotante de regasificación, hay que obtener las garantías que exigen las autoridades de infraestructura frente a las concesiones portuarias o marítimas.
4. Garantías de la subasta. La subasta del cargo por implica dos garantías, la de seriedad de la oferta y la de puesta en operación. Cada una tiene un plazo para ser presentada y aprobada. 
5. Garantía de reserva de capacidad. Si el proyecto que participará en la subasta es de aquellos que recibirá el martes 28 de febrero certificado de conexión por parte de la UPME, tenga en cuenta que debe tener garantía de reserva aprobada antes del 28 de abril del 2023.
6. Radicar solicitud de conexión. En el evento que el proyecto o planta no tenga concepto de conexión expedido por la UPME, se recomienda presentar la solicitud este año, a más tardar el 31 de marzo de 2023. Aunque la subasta está programada para este año, puede ser útil avanzar con la obtención del certificado de conexión.  
7. Compra de proyectos. Evalúe la posibilidad de comprar proyectos que tengan certificado de conexión expedido por la UPME.
8. Comercializador de gas natural importado. Para el cierre de las transacciones con gas natural importado se requiere la participación del comercializador de gas natural importado, quien tiene unas condiciones y fechas para la venta del gas adquirido en el exterior. Este agente se debe constituir y registrar.
9. Cronograma de la subasta. La subasta atiende un cronograma que advierte fechas relevantes que conviene tenerlas identificadas. Por ejemplo, la expedición de los certificados de la asignación de Obligaciones de Energía en Firme se realizará el 12 de octubre de 2023. Entre otras fechas de interés.
10. Todo a través del SUICC. Los documentos, observaciones, preguntas, atención de requerimientos, tanto de los participantes como del administrador de la subasta, se canalizarán a través de una plataforma tecnológica diseñada exclusivamente para ello. Es el sistema unificado de información para los procesos de asignación de OEF del cargo por confiabilidad, SUICC.

*Socio fundador de OGE Legal Services

La empresa creada por tres emprendedores opera en toda Colombia y tiene planes de expandirse a Perú y Chile. Los grandes consumidores de energía de Colombia han generado ingresos por más de USD 2,5 millones a través de Klik Energy. 

Tres emprendedores colombianos se unieron a la revolución energética a través de la creación de un nuevo modelo de negocio llamado Klik Energy. Esta empresa fue creada hace dos años y hoy cuenta con diversos clientes, entre centros comerciales, frigoríficos, universidades y empresas de telecomunicaciones como Tigo y Movistar, y tiene más de 150 grandes consumidores de energía.

Una de las dificultades centrales del mercado energético es que es  un sector que aún se considera arcaico por la manera cómo entrega información entre la oferta y la demanda. Ante eso, Klik Energy a través de inteligencia artificial está transfromando el modelo de Demanda Desconectable Voluntaria, el cual aporta transparencia, sostenibilidad, confiabilidad, agilidad e innovación al sistema, y permite a los grandes consumidores generar ingresos y ahorros con tan solo desconectar sus equipos eléctricos para suplir la energía que una generadora necesite en los momentos en que entre en mantenimiento o fallas.

Así, la empresa impulsa la democratización de los beneficios de la gestión de la demanda energética. 

“Hemos generado una plataforma tecnológica en donde los generadores entran directamente a hacer sus solicitudes de respaldo. Por ejemplo, X empresa dice que del 20 al 30 de diciembre necesita 7 GWhora porque debe entrar en mantenimiento. Nosotros cogemos toda la información del mercado, optimizamos con la demanda (grandes consumidores de energía)  que pueda suplir ese respaldo dentro de estas fechas y la solicitud del cliente. Aquí maximizamos y hacemos más fácil la consecución del respaldo del generador. Todo esto se desarrolla a través de la inteligencia artificial, no por medio de un correo o un simple archivo de excel”, explica Esteban Quintana, uno de los fundadores de Klik Energy. 

Su innovación tecnológica y el conocimiento adquirido en este sector los ha llevado a facturar más de USD 1 millón al año. 

Hoy, Klik Energy es catalogado como el primer market place en respuesta a la demanda de energía del país y ha logrado que los grandes consumidores de energía en general tengan ingresos por más de USD 2,5 millones. 

La Compañía planea expandirse a Perú y Chile, mercados más parecidos a Colombia por la regulación que manejan y a que sus esquemas son similares para que su plataforma pueda tener escalabilidad.

La red se construye alrededor del Instituto Colombiano del Petróleo en Piedecuesta (Santander), un robusto centro de desarrollo tecnológico, con más de 37 años de experiencia, que ha generado conocimiento invaluable para el país. Hoy, cuenta con 124 patentes otorgadas y vigentes.

El Grupo Ecopetrol anunció la creación de Econova, una red de innovación abierta conformada por cinco centros regionales donde empresas, instituciones académicas y emprendedores, desarrollarán y ejecutarán ideas disruptivas para avanzar en la transición energética, la descarbonización y la conservación de la biodiversidad, entre otros retos.

La red de innovación abierta invertirá cerca de 90 mil millones de pesos entre 2023 y 2025 para la construcción y dotación de los cinco centros regionales, cada uno con un foco de trabajo específico.

Econova Bogotá, que funciona desde 2019, se encargará de las tecnologías de la quinta revolución industrial; Econova Santander, que fue abierto en 2020 trabajará alrededor de las temáticas de descarbonización; en el Caribe el centro comenzará actividades en Cartagena en las próximas semanas y tendrá a su cargo iniciativas sobre transición energética e hidrógeno.

Econova Antioquia, que estará situado en Medellín, abordará proyectos de energía eléctrica una vez inicie actividades en el cuarto trimestre de 2023; y Econova Meta, que abrirá sus puertas en Villavicencio durante el tercer trimestre de 2023, se enfocará en SosTECnibilidad® y biodiversidad.

El Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), ubicado en Piedecuesta (Santander), tendrá un rol de articulador de la red, pues cuenta con una capacidad de talento e infraestructura tecnológica y científica altamente especializado.

El instituto liderará y orientará las investigaciones para la transición energética y la industria, aprovechando el conocimiento de sus más de 200 investigadores que integran 40 áreas experimentales.

Cada uno de los Econova tendrá una red de aliados para potenciar su capacidad, entre los que se encuentran cámaras de comercio, instituciones académicas, empresarios, gremios, representantes de entes gubernamentales, estudiantes y comunidad en general.

Con el propósito de incrementar su alcance territorial, esta apuesta también tiene previsto estrechar alianzas estratégicas con centros de innovación y desarrollo tecnológico de ecosistemas CT+i como el del Valle del Cauca y de otras regiones de Colombia como La Guajira, Huila, Putumayo y Amazonas, entre otras.

“En el Grupo Ecopetrol estamos convencidos de que la ciencia, la tecnología y la innovación son el corazón de nuestra Estrategia 2040: Energía en Transforma. Por ello, esta red de innovación abierta contribuirá al desarrollo de nuevo conocimiento con la ayuda de la academia, los gremios y las mentes creadoras de Colombia,” señaló Felipe Bayón, presidente del Grupo Ecopetrol.

La producción de petróleo en 2022 fue de 754 mil barriles de petróleo promedio al día, un crecimiento de 2,4% frente al 2021, mientras la producción de gas se ubicó en 1.072 millones de pies cúbicos diarios, una disminución anual del 1,4%.

Según el más reciente Informe de Taladros y Producción de la Cámara Colombiana de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), en enero pasado la producción de petróleo fue de 773.900 barriles promedio diarios, un 4,6% más que el mismo mes de 2022.

El dato también muestra que la tendencia alcista en la producción de petróleo se mantiene, pues en el año corrido la producción de petróleo diaria en Colombia tuvo un crecimiento de 2,4% respecto a 2021.

De esta manera, el país habría cerrado el año pasado con una producción promedio día de 753.700 barriles de petróleo, lo que significó una media diaria superior a 17.300 frente al promedio de 2021. Esto llevó a que, según los datos preliminares del Departamento Nacional de Estadística (DANE), el sector creciera 2,5% en comparación con el 2021, año en el que el sector decreció en –5,6%.

Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de Campetrol, al entregar el balance, señaló que el año que acaba de finalizar fue uno de los mejores para la industria y destacó las cifras del DANE que indican que el sector de petróleo y derivados en 2022 generó ingresos por exportaciones por 18.938 millones de dólares, lo cual significa un aumento de 40,1% frente al 2021.

“El sector sigue generando los recursos necesarios para los programas sociales del gobierno central y las regalías que requieren las regiones”, dijo y agregó que para aumentar la producción en el corto plazo y contrarrestar la declinación promedio natural de los yacimientos colombianos del 15%, es importante seguir trabajando en proyectos de recobro mejorado, incrementar la perforación de pozos e impulsar la actividad exploratoria.

“Cabe resaltar que en las últimas semanas se vienen presentando situaciones de orden público y vías de hecho o bloqueos que están impactando el empleo y encadenamientos productivos en el territorio con las consecuencias en pérdidas de producción e ingresos para todos los colombianos”, sostuvo.

Respecto a la exploración, de acuerdo con la Agencia Nacional de Hidrocarburos, con corte a diciembre de 2022, se perforaron un total acumulado de 68 pozos exploratorios. Con este conteo se superaron los 25 pozos perforados en 2021, y se logró rebasar la meta de 60 pozos del Plan Nacional de Desarrollo para el 2022. 

Adicionalmente, se perforaron 657 pozos de desarrollo, un incremento de 227 pozos en comparación al mismo periodo en 2021.

Para 2023, la Asociación Colombiana de Petróleo y Gas (ACP) estima inversiones en exploración cercanas a 1.240 millones de dólares, una disminución del 4% frente a los 1.290 millones de dólares invertidos en 2022. También se proyecta la perforación entre 55 a 60 pozos exploratorios, una cifra menor a la del año pasado.

Por otra parte, sobre la actividad de taladros, Campetrol informó que en enero de 2023 el número de equipos activos fue de 149 (55 de perforación y 94 de mantenimiento de pozos), cuatro taladros menos frente a diciembre de 2022.

Para enero de 2023, la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) informó que el precio Brent del petróleo disminuyó con respecto al promedio del año anterior, de US$100,8 por barril pasó a US$82,4.

En consecuencia, Castañeda afirmó que “es necesario incrementar la producción para compensar la reducción del precio dentro del contexto de incertidumbre económica global y que el país se mantenga estable macroeconómicamente para seguir apalancando las finanzas nacionales”.

En materia de impacto socioeconómico, de acuerdo con las cifras del Grupo Ecopetrol, durante el año 2022 se generaron aproximadamente 130.000 empleos, un incremento del 21% con respecto a los 103.200 empleos generados en 2021. De igual forma se realizó una inversión socio–ambiental de más de 300 mil millones de pesos, de acuerdo con los reportes trimestrales a septiembre de 2022.

Finalmente, Castañeda afirmó que “desde Campetrol hay confianza en que el Gobierno Nacional tomará las mejores decisiones para que las actividades de hidrocarburos sigan siendo un pilar importante este año en la economía. No es un secreto que el país, en paralelo con la transición energética, requiere mantener activos sus sectores más relevantes, que aportan al crecimiento del PIB, de las exportaciones, empleos, impuestos, regalías y de la Inversión Extranjera Directa”.