Categoría: Industria

El Plan Nacional de Desarrollo del Gobierno Petro trae cambios para el sector energético, algunos positivos otros no tanto. A continuación, se identifican siete puntos que impactan al sector energético, en particular  las Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, en el Plan Nacional de Desarrollo.

Por: HEMBERTH SUÁREZ LOZANO*

1. Facultades extraordinarias: Se otorgan facultades extraordinarias al presidente de la Republica para crear, escindir, fusionar, suprimir, integrar o modificar la naturaleza jurídica de entidades de la rama ejecutiva. Con lo cual, conviene retomar la interpretación relacionada con la naturaleza jurídica de empresas de servicios públicos domiciliarios. ¿Las empresas de servicios públicos 100% privadas pertenecen a la rama ejecutiva? Al respecto existen diferentes interpretaciones, todas muy validas.

2. Hidrógeno blanco: La Ley 2099 de 2021 incluyó la definición de hidrógeno verde y azul. El nuevo Plan Nacional de Desarrollo incorpora la definición de hidrógeno blanco, como aquel que se produce de manera natural, asociado a procesos geológicos en la corteza terrestre y lo considera Fuente No Convencional de Energía Renovable.

3. Impulso a la construcción de proyectos solares: Las empresas que ejerzan actividades del servicio público de energía eléctrica, podrán desarrollar, de manera integrada, las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, así como las nuevas actividades que la CREG cree o asimile. Las actividades de generación y transmisión de manera integrada sólo estarán permitidas cuando la generación de energía eléctrica se realice a través de Fuente No Convencional de Energía Renovable.

Lo anterior impulsaría las oportunidades para que las empresas desarrolladoras de proyectos solares postulen sus servicios a las empresas de energía que participan en las cuatro actividades del sector de energía.

4. Generación y transmisión: Se levantaría la restricción que existe para que las empresas desarrollen y participen de forma simultanea en las actividades de generación y transmisión de energía. En particular, no tendrán ninguna restricción aquellas empresas que ejercen las actividades de generación y transmisión desde antes de la vigencia de las leyes 142 y 143 de 1994. Es la oportunidad para que los transportadores de energía participen en la actividad de generación con FNCER.

5. Incremento del valor a pagar por transferencias en energía no convencional: Tratándose de energía generada a partir de fuentes no convencionales, a través de plantas que cuenten con una potencia instalada total que supere los 10 MW, se pagará el equivalente al 6% de las ventas brutas de energía por generación propia. En la actualidad el porcentaje que se paga es del 1% de las ventas brutas de energía por generación propia.

6. Electrificación de las zonas de difícil acceso: Se fomentaría la ampliación en la cobertura de la prestación de servicio a usuarios en zonas de difícil acceso mediante esquemas diferenciales y medios alternos de suministro de energía.

7. Auditoria energética para el ahorro del 15% del consumo del año anterior y destinación de recursos para gestión eficiente de energía y proyectos de autogeneración: El Gobierno y el resto de administraciones públicas en un término de un año a partir de la entrada en vigencia del Plan Nacional de Desarrollo, realizará auditoría de sus instalaciones para establecer objetivos con el fin de ahorro de energía e implementación de Fuente No Convencional de Energía Renovable.

*Socio fundador de OGE Legal Services.

En carta enviada presidente Gustavo Petro, varios exfuncionarios del sector energético llaman la atención sobre el riesgo que corre el sector de ser intervenido pasando por encima de la institucionalidad. El texto de la carta es el siguiente:  

Se dirige a usted un grupo de ex ministros y ex viceministros de Minas y Energía, así como ex comisionados de la Comisión de Energía y Gas (CREG), que han tenido el privilegio de servir al país a lo largo de varias décadas. Cada uno, aportando desde diferentes gobiernos a la construcción y fortalecimiento del sector energético colombiano.

La intención anunciada por el gobierno de retomar las facultades regulatorias de la CREG, de llegar a materializarse, es una medida que vulnera la institucionalidad del sistema, la ejecución de proyectos, las inversiones necesarias para garantizar el abastecimiento de electricidad del país, así como la calidad del servicio de gas y electricidad para todos los colombianos. Los de hoy y de mañana.

Siguiendo los principios consagrados en la Constitución de 1991 y los desarrollos legales contenidos principalmente en las leyes 142 y 143 de 1994, se ha elaborado el marco regulatorio colombiano dentro de los más altos estándares técnicos; incorporando elementos que han surgido de amplios debates públicos entre el sector empresarial, gobierno y usuarios; así como los eventos que han afectado al sector.

La regulación, en los últimos 30 años, ha permitido logros contundentes en materia de cobertura, calidad, suficiencia y confiabilidad. Destacando un sector energético con una matriz de muy bajas emisiones de gases efecto invernadero y con importantes indicadores de equidad y solidaridad. Con la suficiencia que permite aumentar los subsidios destinados a los colombianos de menores ingresos y contar con fondos públicos para aumentar la cobertura del servicio en zonas rurales alejadas.

Las billonarias inversiones que se han ejecutado en este tiempo, en toda la cadena de energía y gas, se han efectuado, creyendo en un marco vigente, por agentes de diferente naturaleza. Estas han garantizado el abastecimiento inclusive, enfrentando adversidades de todo tipo.

Durante estas tres décadas, los distintos gobiernos han intervenido el sector eléctrico dando direcciones de política desde el Ministerio de Minas y Energía, pero manteniendo la responsabilidad regulatoria en la CREG, en ningún caso remplazándola. Todo esto, dentro del marco institucional del cual el gobierno hace parte a través de los ministerios de Hacienda, Minas y Energía, así como del Departamento Nacional de Planeación y el acompañamiento de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Alterar este marco podría deteriorar la confianza de todos los agentes del sector y poner en riesgo las futuras inversiones necesarias para garantizar la cobertura y calidad en la prestación del servicio a los colombianos.

De acuerdo con las agencias internacionales encargadas de monitorear los fenómenos climáticos, se ha incrementado significativamente la probabilidad de ocurrencia del fenómeno de El Niño (sequías) durante el segundo semestre de este año.

Adicionalmente, la CREG, en sus últimas proyecciones de demanda y oferta, contempla un déficit de energía a final de 2027. Para superarlo, el sector espera próximamente la convocatoria de una subasta de expansión en

generación y así cumplir con los tiempos que exigen estos proyectos en su ejecución. Afrontar eficientemente estos riesgos requiere de millonarias inversiones de largo plazo que dependen de la confianza que tengan los diferentes agentes en el arreglo institucional del sector.

Respetado señor presidente, el patrimonio institucional del sector energético colombiano no pertenece a un gobierno en particular. Ha sido construido durante décadas por centenares de funcionarios públicos. Es el producto de 30 años de discusiones entre gobiernos, academia, empresas y usuarios.

El sector ha podido superar eventos climáticos severos, atentados violentos contra la infraestructura eléctrica y la crisis financiera de varias electrificadoras, entre otros. Esta evolución y aprendizaje es un patrimonio institucional del país.

Somos conscientes de los múltiples desafíos que afronta el sector. Estos se pueden abordar de manera colectiva construyendo consensos dentro de la institucionalidad vigente. Una irrupción súbita, alterando dicha institucionalidad, no ofrece ninguna ventaja para lograr las reformas necesarias y, por el contrario, como lo hemos descrito, pone en riesgo el sostenimiento de un sector que ha sido exitoso en su desarrollo.

Con urgencia y respeto llamamos su atención a los puntos expuestos.

Atentamente,

Ex ministros: Amylkar Acosta, Germán Arce, Carlos Caballero, Mauricio Cárdenas, Tomás González, María Lorena Gutiérrez, Luisa Fernanda Lafaurie, Hernán Martínez, Luis Ernesto Mejía, Diego Mesa, Federico Rengifo, Juan Camilo Restrepo, María Fernanda Suárez, Ramiro Valencia y Luis Carlos Valenzuela.

Ex viceministros: Manuel Maiguashca y Ruty Paola Ortiz.

Ex comisionados de la CREG: Jaime Blandón, Juan Ignacio Caicedo, Daisy Cerquera, Carmenza Chahín, Javier Díaz, Christian Jaramillo, Hernán Molina y Camilo Quintero.

La feria de innovación, tecnología y emprendimiento del sector minero inició el año con la promoción de los emprendimientos nacionales y el fortalecimiento del tejido empresarial en las regiones mineras del país.

Con cerca de 430 citas de negocios cerró MinExpo Colombia 2023, un espacio que reunió durante dos días, en Medellín, a pequeños, medianos y grandes empresarios y emprendedores del sector minero con el fin de afianzar lazos comerciales, abrir nuevas líneas de negocio y así, contribuir a la reindustrialización del país.

De esta manera, MinExpo Colombia, que reunió a más de 2.300 asistentes de 17 países, 135 proveedores y 24 compradores, logró consolidarse como el escenario para conocer productos y servicios innovadores y de vanguardia relacionados con la industria minera.

Juan Camilo Nariño, presidente de la Asociación Colombiana de Minería (ACM), indicó que durante los dos días de evento los asistentes tuvieron la oportunidad de conocer una completa oferta de iniciativas y emprendimientos locales que han sido impulsados por la industria minera y buscan diversificar la oferta económica de las regiones mineras del país.

“Recibimos con gran alegría la noticia que en el marco de este evento empresas medianas como, Ingeniería JM, presentó su oferta de servicios de mantenimiento industrial y a través de la rueda de negocios, logró ser seleccionada como proveedor de una importante compañía minera del norte del país. Este es solo un ejemplo de los cientos de negocios que cerraron en el marco de esta feria que tiene como propósito el fortalecimiento del tejido empresarial y la reindustrialización del país”, indicó Nariño.

El evento además fue un espacio ideal para que emprendedores como Yulieth Zapata, quien se dedica a la joyería, dieran a conocer su trabajo de filigrana, cera perdida, cuarzos y cuarzo con oro encapsulado. Un negocio que además es apalancado gracias a los encadenamientos productivos alrededor de la minería, particularmente en Segovia (Antioquia) donde comenzó su labor.

“La industria minera en el municipio ha impulsado mi emprendimiento porque me han dado la confianza y ese aporte de valor para darme a conocer fuera de Segovia.  Que el sector apoye proyectos como la joyería es muy importante ya que tienen una relación muy estrecha y, nosotros, los artesanos, joyeros y orfebres, somos los encargados de darle el valor agregado al material de nuestra región que se encarga de la extracción de oro”, indicó.

Durante la feria también se pudieron observar innovaciones que van desde vehículos eléctricos para operar al interior de las minas y minimizar las emisiones de C02 al interior de los túneles, hasta cámaras termográficas que a través de un software monitorean el estado de las llantas de los equipos en operación, lo que contribuye a la optimización de costos y a la seguridad de las operaciones.

Por su parte, Diego García, gerente General de KalTire para las operaciones en Colombia, Centroamérica y Región Andina y uno de los expositores en la feria, destacó el espacio como fundamental para promover negocios y conversaciones en torno a la innovación, la tecnología y el emprendimiento minero.

Al respecto, Jhon López, gerente comercial de CH Minería, señaló que la industria minera es uno de los principales jalonadores de los emprendimientos colombianos y por eso es un sector en el que vale la pena seguir innovando.

“Hoy, estamos llegando con el diseño de un dron que permite hacer escaneos en minas abiertas y subterráneas con el fin de detectar cambios en su composición. Adicionalmente, podemos ver posibles fallas en los equipos”, dijo.

Y es que la minería, como actor clave en la transición energética, apunta a generar compras por más de 14 billones de pesos en el 2023, entre las que están contempladas aquellas innovaciones y emprendimientos locales que ayuden al desarrollo de las regiones y aporten a la sostenibilidad del país.

Además, en los últimos cuatro años ha invertido 34,4 billones de pesos en compras de bienes y servicios en el país. Solo en el 2021 la industria minera hizo compras de bienes y servicios por 9,77 billones de pesos.

Finalmente, Nariño destacó que la minería apuesta por la reindustrialización del sector, construyendo tejido empresarial.  “Actualmente, 3 de cada 4 pesos que gastó el sector lo hizo en compras en territorio nacional y 1 de cada tres fue en el área de influencia, impulsando el comercio, la energía, la construcción, los servicios, la industria y el transporte”, puntualizó.

“Esta industria realiza compras por más de $9,8 billones en todo el territorio nacional. Esta es una invitación extensiva a que más compañías vengan a ofrecer sus productos a una industria que jalona y encadena el crecimiento empresarial del país,” concluyó Nariño

La iniciativa brinda recursos para estimular la investigación y el conocimiento en temas trascendentales como la transición energética, la descarbonización y la preservación de los ecosistemas.

Ecopetrol, el Ministerio de Ciencia y Tecnología (MinCiencias) y el Ministerio de Minas y Energía (MinEnergía) firmaron un acuerdo que permitirá impulsar acciones de ciencia, tecnología e innovación (CTeI) para avanzar en la transición energética, reducir la huella de carbono y conservar los recursos naturales.

Para financiar las distintas iniciativas en el marco de este acuerdo, Ecopetrol destinará recursos por cerca de $33.000 millones, al tiempo que los ministerios se encargarán de la estructuración de los procesos de participación, como por ejemplo la apertura de convocatorias y de la implementación de programas, proyectos o actividades que permitan el desarrollo de tecnologías alineadas con los frentes de trabajo definidos en la alianza.

“Desde Ecopetrol apoyamos esta iniciativa que brinda recursos para estimular la investigación y el conocimiento para impulsar la transición energética y avanzar hacia la descarbonización y la preservación de los ecosistemas. Esta inversión es una gran oportunidad para fortalecer programas, iniciativas y acciones en las regiones del país que se puedan enmarcar en nuestra Estrategia 2040 ‘Energía que transforma’, teniendo a la tecnología como un gran habilitador de nuestras metas en materia ambiental, social y gobierno corporativo”, aseguró Felipe Bayón, presidente del Grupo Ecopetrol.

Por su parte, el ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación, Arturo Luna, destacó que este convenio es trascendental para el país porque permitirá unir toda la experiencia de las entidades firmantes en beneficio de la transición energética de Colombia.

“Es destacable la articulación estatal para avanzar en la transición energética de Colombia, y sobre todo con la participación de una de las empresas más importantes del país. Con esta iniciativa, se reconoce además las capacidades construidas a nivel país, lo cual nos lleva a buscar la conformación de ecosistemas de innovación regionales que sean capaces de brindar soluciones a las demandas productivas y sociales en transición energética y descarbonización de nuestra economía”, agregó el ministro Luna.

Con este esfuerzo institucional se espera que en menos de una década el país fortalezca sus capacidades en materia de sostenibilidad, mitigación del cambio climático y adaptación a la transición energética. Cabe resaltar que en los últimos años se han firmado tres acuerdos de cooperación en este frente, con inversiones que superan los $73 mil millones de pesos.

“Esta es una iniciativa que nos va a permitir a través de compromisos específicos, avanzar hacia una transición energética justa en Colombia. El desarrollo de oportunidades en investigación y capacitación es indispensable para fomentar los cambios en esta materia, por eso, estoy segura de que este es el principio de una gran articulación para la transición energética”, puntualizó Irene Vélez Torres, ministra de Minas y Energía.

Impulso a la red de centros de innovación y tecnología

Este convenio será el punto de partida para que Ecopetrol, junto con sus centros de innovación ubicados en Bogotá, Bucaramanga, Medellín, Cartagena y el departamento del Meta, pueda impulsar ecosistemas de ciencia, tecnología e innovación desde los territorios, donde converjan la academia, el sector empresarial y las comunidades.

Así mismo, los recursos se usarán en programas, proyectos o actividades donde se estimule la investigación y la generación de nuevas ideas en cinco frentes:

1. Fortalecimiento de procesos bioindustriales y biotecnológicos que favorezcan la preservación y aprovechamiento sostenible de la biodiversidad, incluyendo biogás y procesos de recuperación postextractiva en las áreas de influencia de los hidrocarburos.
2. Implementación de sistemas de revolución industrial 5.0 al servicio del sector energético y de la gestión del agua en procesos industriales.
3. Implementación de tecnologías para el aprovechamiento de fuentes no convencionales de energía renovable y almacenamiento de energía, incluyendo el apoyo a la implementación de comunidades energéticas.
4. Diseño y desarrollo de ecosistemas industriales que optimicen la cadena industrial del agua.
5. Sistemas de descarbonización, a partir del aprovechamiento de carbono capturado y materiales de la industria de oil & gas que se puedan aplicar en el sector energético y agroindustrial.

La Asociación Peruana de Gas Natural y Combustibles Alternativos (APGNCA) se constituyó en Lima, Perú, con el objetivo de representar los intereses de los actores en la promoción y comercialización del uso del gas natural y otros combustibles alternativos, desde producción, transporte y adopción eficiente en todos los sectores económicos y sociales del país.

La APGNCA nació por la oportunidad que tenía la industria de unir nuevamente voces y fuerzas para promover el papel del gas natural y los combustibles alternativos con una narrativa común. 

Será una plataforma para compartir las mejores prácticas, así como el intercambio regulatorio y técnico para promover aún más la industria y comprometerse al nivel adecuado con otras partes interesadas y legisladores en la industria global del gas.

La nueva asociación buscará establecer y revisar permanentemente los objetivos estratégicos de desarrollo de cada tipo de combustible, con base en su disponibilidad, competitividad y eficiencia, así como promover el desarrollo y armonización nacional de normas técnicas y certificaciones de calidad e inocuidad de los productos. para el uso de gas natural (GNC y GNL), biometano e hidrógeno (también mezclas) en transporte e industria.

Además, brindará representación ante instituciones, autoridades, organismos de normalización nacionales e internacionales para la cooperación y el desarrollo de grupos de trabajo en temas de normalización pertinentes. 

También promoverá la comunicación relacionada con el ámbito de la asociación, a través de la participación en actividades nacionales e internacionales relevantes, tales como conferencias, talleres, comités técnicos, y grupos de trabajo y coordinación.

Su proceso de creación fue apoyado directamente por el WGMC (World Gas Mobility Council) y por AltFuels Communications Group, socio fundador de la ex Cámara Peruana de GNV junto a Pluspetrol.

Es importante mencionar que la APGNCA será la anfitriona y coorganizadora de AltFuels Perú 2023, evento donde se realizará su lanzamiento oficial y que se llevará a cabo del 19 al 22 de abril en Villa Complejo Ferial, Lima. Incluirá conferencias con más de 70 expositores, líderes y expertos en la industria del gas natural y la movilidad sustentable, quienes brindarán su amplio conocimiento y experiencia para abordar los diferentes escenarios energéticos de la región y el mundo.

Además, la exposición contará con la participación de más de 120 empresas que mostrarán sus productos y servicios de última generación, vinculados al GNC, GNL, biogás/biometano e hidrógeno, incluidos vehículos de todo tipo, estaciones de servicio y equipos, componentes y terrenos. y motores marinos, entre otros.

La inversión exploratoria total (estatal y privada) en 2023 caerá 4%. En el caso de las compañías del régimen privado se reducirá 33%, mientras que la de la estatal Ecopetrol se incrementará. En 2023 se espera perforar entre 55 y 60 pozos exploratorios, para una producción promedio de petróleo de 770 bpd y un potencial de producción de gas de 1.183 mpcd.

La Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP) presentó el informe económico ‘Tendencias de inversión en exploración y producción (E&P) de petróleo y gas en Colombia 2022 y perspectivas 2023’. Se trata de la novena edición de este estudio anual que también incluye un análisis del clima de inversión.

El informe fue elaborado a partir de los presupuestos de inversión y la percepción del ambiente de inversión para la industria, suministrados por compañías que representan el 96% de la producción y el 82% de la exploración de petróleo y gas en el país andino.

El documento revela que la inversión en exploración para 2023 será de USD 1.240 millones, 4% menos que en 2022 cuando fue de USD 1.290 millones. Ello se debe a que, pese a que la inversión en exploración de Ecopetrol se incrementará, la de las compañías privadas estará entre USD 650 y USD 700 millones, 33% menos que en 2022.

“La caída en la inversión exploratoria de las privadas se debe, principalmente, a la incertidumbre (política, regulatoria y seguridad jurídica), y el incremento de la exploración por parte de Ecopetrol obedecería a la búsqueda de reservas, con énfasis en costa afuera”, aseguró el presidente de la ACP, Francisco José Lloreda Mera.

Gas, líder en exploración

El Informe destaca que las inversiones en gas natural siguen cobrando mayor importancia en el presupuesto de exploración. Para 2023 se proyecta que sean de USD 740 millones, lo cual representa el 60% del presupuesto total de exploración.

El 77% de las inversiones en exploración en gas de este año serían en tierra firme y el restante, USD 280 millones, costa afuera (offshore), lo cual evidencia interés por el desarrollo de este recurso.

Es así como se proyecta perforar un pozo costa afuera en el bloque Tayrona, continuar con la evaluación de los pozos perforados en 2022 y adelantar actividades preparatorias para las campañas de perforación previstas a partir de 2024.

De acuerdo con el estudio, la región Caribe seguirá siendo la principal receptora de inversión exploratoria en 2023 con USD 485 millones. El 58% de la inversión en esta zona

se realizará en costa afuera y el restante en tierra firme. Asimismo, en el Caribe se ejecutará el 61% de la inversión que tiene como foco la búsqueda de gas natural.

Cabe señalar que de la cuenca del Valle Inferior del Magdalena, especialmente en los departamentos de Sucre y Córdoba, se extrae hoy día cerca del 25% del gas natural del país

“La inversión en gas se viene incrementando desde hace varios años. Es una señal clara del interés de la industria en ir dando un giro hacia fuentes primarias de energía que, además de limpias, están llamadas a ser la correa de transmisión de la transición energética”, señaló Lloreda.

Inversión en producción

La inversión total en producción de hidrocarburos en 2023 se estima en USD 3.810 millones, es decir, un incremento de 6% respecto del 2022 (USD 3.590 millones). Estas inversiones se destinarán así: 52% a la perforación de pozos de desarrollo (para producir más petróleo y gas), 25% a facilidades de producción, 12% a proyectos de recobro mejorado y 11% a otras actividades.

Se prevé que la producción de petróleo para 2023 sea de 770 mil barriles por día (bpd), 16 mil bpd más que la producción promedio de 2022; y en gas, un potencial de producción de gas de 1.183 millones de pies cúbicos diarios (mpcd).

El Meta continuará siendo el principal departamento receptor de la inversión en producción con USD 1.859 millones, seguido por Casanare (USD 754 millones), Arauca (USD 325 millones), Santander (USD 143 millones) y Putumayo (USD 126 millones).

Impacto de la reforma tributaria

Según la encuesta realizada a las empresas de régimen privado afiliadas a la ACP, la mayor carga fiscal a la industria aprobada en la reforma tributaria del gobierno Petro generó un recorte en el presupuesto de inversión para 2023 del orden de USD 370 millones: USD 170 millones corresponden a una caída en la inversión exploratoria, y USD 200 millones menos en inversión en producción.

“Algunas empresas se han visto en la necesidad de reducir su presupuesto de inversión en exploración y producción para cumplir con la reforma tributaria; lo cual es infortunado, pues estamos hablando de recursos muy importantes que el país necesita”, afirmó Lloreda.

Clima de inversión para 2023

El Informe de Tendencias de Inversión E&P presenta también los resultados de la encuesta de clima de inversión, que respondieron 14 compañías del régimen privado, la cual analiza las principales fortalezas y debilidades para invertir en el país. Sus principales conclusiones fueron:

• Fortalezas del país para invertir en E&P: Una prospectividad interesante, el respeto anunciado a los contratos existentes y el apoyo ofrecido por el Gobierno para sacarlos adelante y, expectativas favorables para la oferta de gas natural en años venideros.
• Debilidades para invertir en E&P: Cambios tributarios que le restan competitividad al país, incertidumbres relacionadas con la política pública -incluido el anuncio de no suscribir nuevos contratos de E&P- y, finalmente, los riesgos crecientes en materia de conflictividad social y seguridad.

Es de resaltar que, para la mayoría de las empresas, ningún aspecto fue valorado como una mejora; al contrario, el 100% de los encuestados manifestó que las condiciones fiscales desmejoraron y que el 79% de las empresas consideró que la seguridad regulatoria e institucional y la estabilidad política desmejoraron de manera significativa en 2022. La inseguridad jurídica, el incremento en impuestos y la estabilidad política, son debilidades.

En ese sentido, Lloreda expresó que las compañías que operan en Colombia, que son pequeñas y medianas, están mirando hacia otros países para dirigir sus inversiones. Es decir, mientras se cumple la promesa del Gobierno de marchitar la industria, Ecuador, Venezuela y Guyana están atrayendo la atención de este tipo de inversiones en la región.

“Las señales de política pública serán determinantes para mejorar el clima de inversión en el sector. Por eso, reiteramos la disposición de la industria de hidrocarburos en trabajar conjuntamente con el Gobierno nacional, los departamentos y los municipios, y continuar contribuyendo al dinamismo de las economías locales, a la generación de empleo, y al desarrollo social y ambiental de Colombia y sus regiones”, concluyó el presidente de la ACP.

La multilatina de combustibles terminó el año con más de 1.050 millones de galones vendidos y un crecimiento del Ebitda del 16%. La compañía cuenta con una red de más de 900 estaciones de servicio.

El 2022 fue un año de buenos resultados para Primax Colombia. La multilatina de combustibles cerró el año con más de 1.050 millones de galones vendidos, 14% más que en 2021, y un crecimiento en su Ebitda del 16%.

La compañía cuenta actualmente con una red de más de 900 estaciones de servicio distribuidas por toda Colombia, y espera superar las 950 en el 2023.

Para el segmento de aviación, la organización terminó 2022 con un incremento en el volumen de ventas del 32%, comparado con 2021, y para la categoría de marinos un aumento del 128%, gracias a la consolidación de su presencia en los principales puertos del país.

“El 2022 fue un año de grandes resultados para la compañía en todos los segmentos de negocio, una señal que la reactivación económica del país avanzó por el camino correcto y que las inversiones de los últimos años han tenido un buen desempeño. Este año continuaremos con el crecimiento en la red de estaciones de servicio e innovaremos el portafolio de productos y acompañar la transición energética de Colombia”, señaló Juan José Martínez, presidente de Primax Colombia.

Entendiendo que de los cerca de 18 millones de vehículos que conforman el parque automotor del país, solo alrededor de 10.000 corresponden a unidades 100% eléctricas, Primax viene impulsando el desarrollo de combustibles más amigables con el medioambiente al reducir emisiones contaminantes y a su vez ayuden a reducir la demanda de los componentes fósiles.

De hecho, en junio de 2022 la compañía lanzó la primera estación de servicio pública de biocombustible B20 en Bogotá, un proyecto en alianza con la Asociación Volquetera de Bogotá y Cundinamarca, que tuvo como objetivo aumentar la mezcla de biodiesel en un 20% para suministrarlo a más de 260 volquetas y camiones que circulan en el centro del país.

Gracias a este proyecto, se reducen las emisiones que generan estos vehículos en más del 35%, lo que representa más de 3.500 Ton de CO2 equivalentes anuales.

“La transición energética es sin duda una de las prioridades de nuestro tiempo. En este sentido, en Primax trabajamos para contribuir con alternativas innovadoras que reduzcan las emisiones actuales, mejorando la calidad de los combustibles y buscando el aumento en la mezcla de componentes bio donde es posible, mientras se avanza en la reposición del parque automotor hacia modelos que usen nuevas fuentes de energía”, agregó Martínez.

La compañía cuenta con otros productos diferenciados como el Max Pro Diésel, un combustible amigable con el medio ambiente que reduce en un 25 % las emisiones contaminantes, y el Extra G-Prix, que las disminuye en un 20%, gracias a su contenido de hasta 98 octanos.

En un comunicado a la opinión pública, las empresas petroleras que operan en Puerto Gaitán condenan los bloqueos a las operaciones. El siguiente es el texto del comunicado:

Las empresas de la industria de hidrocarburos, que operan en Puerto Gaitán (Meta): Ecopetrol, Frontera, Hocol, Tecpetrol y Cepsa, manifiestan su profunda preocupación por las graves consecuencias sociales y económicas que está generando el bloqueo de la vía que conduce de Puerto Gaitán a la vereda Rubiales, que ya completa 7 días, afectando a los habitantes del departamento del Meta y las compañías.

Son más de 5.332 trabajadores del sector y sus familias perjudicados, que se suman a los de otras actividades productivas, a quienes se les está violando el derecho al trabajo y a la movilidad, impidiéndoles, de manera ilegal, el ingreso y salida de sus sitios de trabajo. La industria de hidrocarburos se solidariza con ellos y con los demás habitantes de la zona. El respeto a los derechos humanos de todos los que hacemos parte del territorio deben ser garantizados.

Los impactos sociales y económicos son enormes, teniendo en cuenta que los manifestantes están negando el paso de víveres y alimentos, además del combustible necesario para el funcionamiento continuo de las operaciones de las empresas que a la fecha están dejando de producir más de 49.500 barriles por día

Adicionalmente, la afectación en las operaciones petroleras en el Meta están impactando la carga de las refinerías de Cartagena y Barrancabermeja, lo cual pone en riesgo el suministro de combustibles líquidos en Colombia y otros países a los que exportamos.

Como industria, que también es usuaria de la vía Puerto Gaitán – Rubiales, respetamos el derecho a la protesta de los habitantes de la zona; sin embargo, rechazamos las vías de hecho. Por eso, invitamos a la comunidad, a las autoridades departamentales y locales, y al Gobierno nacional, a buscar soluciones conjuntas que permita levantar el bloqueo y lograr acuerdos en los que prime el bienestar del departamento.

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), a través de un comunicado, aclaró que no hay riesgo de desabastecimiento de energía eléctrica en el corto plazo por el estado del sistema eléctrico del área denominada “Centro Oriental”.

La respuesta de la entidad, adscrita al Ministerio de Minas y Energía, se da luego de las declaraciones de la saliente viceministra de Energía Belizza Ruiz.

El área Centro Oriental está conformada por las redes de los departamentos de Cundinamarca, incluida Bogotá, y el Meta, que representan cerca del 26% de la demanda nacional, aproximadamente unos 12 millones de habitantes.

La UPME señala que desde el 2010 se han venido definiendo y poniendo en marcha proyectos en el marco de los planes de expansión, para atender los problemas operativos concretos, a través de las convocatorias y la adjudicación de los proyectos Chivor – Chivor II – Norte – Bacatá 230 kV, Sogamoso-Norte-Nueva Esperanza 500 kV, Subestación Norte 115 kV y líneas de transmisión asociadas en 115 kV, y Virginia – Nueva Esperanza 500 kV.

Agregó que las obras de expansión que se encuentran en servicio han permitido mantener la confiabilidad, seguridad y estabilidad del sistema eléctrico del área Centro Oriental.

Y concluye que, de acuerdo con las previsiones y los análisis de mediano plazo realizados por la UPME y XM, la red existente permite mantener el servicio mientras avanzan las obras complementarias previstas por el crecimiento de la demanda.

El comunicado señala que es importante enfatizar que:

1. La situación del área Centro Oriental no es nueva y sus necesidades son de tiempo atrás,
2. ii) Dicha situación es objeto de seguimiento constante y permanente por parte de la UPME, con la participación del CNO, Ministerio de Minas y Energía, la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, XM y los agentes, a través del “grupo de área oriental”, para identificar acciones de mitigación de riesgos y adelantar las gestiones necesarias tendientes a la entrada oportuna de los proyectos mencionados.

Sin embargo, reconoce que la entrada en operación de algunos proyectos ha sufrido retrasos, debido a decisiones del Tribunal Administrativo de Cundinamarca, requerimientos de la ANLA y posiciones de los habitantes que habitan cerca a los proyectos.

“De acuerdo con los análisis de mediano plazo de XM, de presentarse la salida por falla o mantenimiento de una unidad de generación adicional a las que se prevé estén por fuera del área y en caso de falla de la línea Bacatá – Nueva Esperanza 500 kV, en 2025-2026 el riesgo de desatención de demanda podría ser cercano al 2% de la región “Centro Oriental”. Por tanto, las obras definidas y en ejecución son fundamentales para atender la demanda y mitigar cualquier tipo de riesgo”, concluye finalmente.