Categoría: Industria

Vélez, quien se venía desempeñando como profesora titular de la Universidad del Valle, es filósofa y tiene experiencia investigativa en temas de soberanía alimentaria, el impacto de agroquímicos y la contaminación de mercurio en contextos mineros.

6 de agosto de 2022.  El presidente electo Gustavo Petro anunció que Irene Vélez Torres, profesora titular de la Universidad del Valle y parte del equipo de empalme, será la próxima ministra de Minas y Energía.

“Es una mujer con amplia experiencia en el sector ambiental y que tendrá la ardua tarea de liderar la transición hacia una economía no extractivista”, destacó el presidente electo Gustavo Petro en su cuenta de Twitter.

Vélez es filósofa de la Universidad Nacional de Colombia, de donde se graduó en 2004 con una distinción en su tesis de grado. Cuenta con una maestría en Estudios Culturales de la misma universidad. En el 2014 se graduó del doctorado en Geografía Política, que estudió en la Universidad de Copenhague.

Se autodenomina como una “investigadora activista” con trabajo en temas relacionados con “la contaminación por mercurio en contextos mineros, los impactos del uso de agrotóxicos, el despojo del agua y de la tierra, la soberanía alimentaria en contextos rurales y étnicos, y la paz ambiental como dimensión imprescindible de la transición en el Post-Acuerdo de paz”, se lee en su página web.

Es editora asistente de la revista especializada Geoforum, donde se publican investigaciones relacionadas con la geografía humana, con temas como la economía política global, el desarrollo urbano y regional y la justicia ambiental. También es miembro de la sección Colombia de la Asociación de Estudios Latinoamericanos (LASA).

Vélez hizo parte de la secretaría técnica del equipo de empalme para el sector de la Ciencia de Petro y también es una de los ocho investigadores que redactaron el documento de la visión política sobre la gestión del Sistema Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación (SNCTI). En este texto, parte de la crítica a la “ciencia hegemónica”, es decir, la que tradicionalmente se ha construido por la academia. Esta “ha hecho mucho daño a la naturaleza y las sociedades en cuanto han propiciado relaciones de dominación de los cuerpos y territorios a través de dispositivos tecnológicos, de ordenamiento espacial y de conocimiento que han diseñado, facilitado, agenciado y no evitado la explotación de la naturaleza”, dice el documento.

La nueva ministra es la hija de la mano derecha de Francia Márquez, el ambientalista Hildebrando Vélez, según indicó La Silla Vacía. Este último también hizo parte del equipo que redactó el documento sobre el SNCTI.

Los retos que enfrentará en la cartera

Hay que recordar que una de las grandes apuestas de Gustavo Petro es la consolidación de una transformación energética que, según su programa de gobierno, le apunta a la “descarbonización de la economía” y a una sociedad que se mueva “por el sol, el viento y el agua”.

“Haremos que Colombia transite de una matriz energética primaria, predominantemente fósil, dependiente económicamente del carbón y del petróleo, hacia una diversificada, basada en nuestras potencialidades de energías renovables, las cuales son las mejores fuentes energéticas para enfrentar el cambio climático y fortalecer las capacidades del país para la economía productiva. Nuestro gobierno sentará las bases de esta transición mediante un desescalamiento gradual del modelo extractivista y garantizando la confiabilidad y estabilidad del sistema energético, las fuentes de empleo y los recursos económicos provenientes del sector”, se lee en el documento.

Fuente: El Espectador

Entre enero de 2021 y julio de 2022 el recaudo de regalías fue de $16,8 billones, cuando la meta para todo el bienio era de $15,4 billones. Del total recaudado, $12,1 billones provienen de hidrocarburos y $4,7 billones provienen de la minería.

5 de agosto de 2022.   El sector minero-energético logró cumplir anticipadamente con la meta de recaudo de regalías que se tenía estipulada para el bienio 2021-2022 y que era de $15,4 billones. 

Entre enero de 2021 y julio de 2022 el recaudo de regalías fue de $16,8 billones, 142% de la proyección prevista para este periodo, que correspondía a $11,9 billones.

“Las regalías son recursos fundamentales para el desarrollo de las regiones del país, pues por medio de estas se financian proyectos que transforman las vidas de los colombianos y que abarcan distintos sectores como energía, gas, educación, infraestructura, salud, entre otros. Del total recaudado de regalías con corte a julio de este año, el 72% ($12,1 billones) proviene del sector de hidrocarburos, mientras que el 28% restante ($4,7 billones) es aportado por parte del sector minero. Esto demuestra que la industria extractiva es una aliada fundamental para el progreso del país”, dijo el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa. 

Solo en julio, el recaudo de regalías fue de $2 billones, de los cuales $1,04 billones (52%) proviene de los hidrocarburos y los $963.000 millones restantes (48%) de la minería.

El recaudo de regalías ha tenido un comportamiento positivo con respecto a las proyecciones, principalmente, debido al incremento del precio del petróleo de referencia Brent, al comportamiento de la Tasa Representativa del Mercado (TRM) y a la subida del precio del carbón.

Entre enero de 2021 y junio de 2022 se aprobaron 3.214 proyectos por $17,2 billones, de los cuales el 91%, es decir cerca de $15,7 billones, corresponden a los recursos del Sistema General de Regalías. Las iniciativas aprobadas están relacionadas principalmente con transporte, vivienda, educación, energía, agricultura y desarrollo rural, ciudad y territorio y recreación y deporte, entre otros.

Las cifras del Grupo Ecopetrol al cierre de junio de 2022 marcan un nuevo hito histórico para la Compañía al haber logrado los mejores resultados financieros trimestrales y semestrales. En tan solo seis meses del año ya logró una utilidad de 17 billones de pesos, que supera la de todo el 2021.

4 de agosto de 2021.   Ecopetrol, la empresa energética de mayoría estatal atraviesa por el mejor momento de su historia. Al cierre del segundo trimestre del año volvió a romper récord de utilidades al llegar a $17 billones en los seis primeros meses, superando los $16,7 billones de utilidades obtenidos durante todo el 2021.

En cuanto a las cifras del segundo trimestre del año, Ecopetrol registró ingresos consolidados por $43,9 billones, una utilidad neta de $10,5 billones, un EBITDA de $22,2 billones, y un margen EBITDA de 51%, constituyéndose en el más alto en la historia de la Compañía.

Cabe anotar que gracias a la solidez financiera de Ecopetrol, a principios de julio S&P Ratings mantuvo la calificación internacional de largo plazo en BB+ con perspectiva estable.

Además del manejo financiero y operacional de la empresa, el récord en ingresos y utilidades se debe en parte al buen precio internacional del crudo Brent, que promedió los 112 dólares por barril en el segundo trimestre del año, y al fortalecimiento del dólar frente al peso. La tasa representativa del mercado estuvo en $3.915 en promedio en el mismo periodo.

“Lo anterior permitió alcanzar logros tales como mejores precios de realización de nuestra canasta de crudos, 39,8 dólares más por baril en el segundo trimestre de 2022 frente al mismo peridodo de 2021; un aumento en el volumen de venta local de productos, con un crecimeinto del 25%, y un aumento del 15% en las exportaciones, impulsadas por la reciente entrada en operación de Ecopetrol Trading Asia”, señaló Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

Resaltamos la consolidación de nuestra estrategia de compra nacional de crudos, la cual ha permitido diversificar las fuentes de suministro para la dieta de las r efinerías y mejorar los márgenes de refinación. Lo anterior se sumó a una serie de palancas activadas con el fin de anticiparse y contrarrestar las presiones inflacionarias y las restricciones en las cadenas de suministro a nivel global.

En el frente de exploración, el informe de resutaldos destaca la actividad concurrente de 2 taladros en el Piedemonte Llanero y 2 en el offshore, la recién anunciada confirmación de la presencia de gas en aguas profundas en el Caribe colombiano con el pozo exploratorio Uchuva-1, el acuerdo alcanzado con Oxy de exploración conjunta en aguas profundas en el noreste del país y la adquisición de sísmica onshore en Colombia. Se destaca que el 60% de los volúmenes de hidrocarburos identificados en la cartera exploratoria de Ecopetrol corresponde a gas.

Del lado de producción, durante el segundo  trimestre del año Ecopetrol registró un promedio de 704.600 barriles de petróleo equivales diarios (bped), 43.700 bped más que en el segundo trimetres de 2021.

“El gas, nuestro combustible de transición, continúa siendo protagonista en las actividades del Grupo Ecopetrol. Durante el segundo trimestre de 2022 el aporte de este energético a la producción consolidada fue del 20%. Además, en aras de lograr una mayor efectividad en la capitalización de oportunidades en materia de gas y de su alineación con la estrategia al 2040, la Vicepresidencia de Gas se transformó en la Vicepresidencia de Soluciones de Bajas Emisiones, la cual integrará las áreas de gas, biogás, GLP, energía, renovables, hidrógeno y CCUS (Captura, Uso y Almacenamiento de Carbono por sus siglas en inglés)”, señal el reporte.

A lo anterior, se suman los buenos resultados operativos y financieros de la explotación en la cuenca del Permian, en Estados Unidos, que, luego de dos años y medio de operaciones, también alcanzó máximos históricos superando los resultados obtenidos en todo el 2021. La producción acumulada del primer semestre fue de 26.800 bped neto para Ecopetrol antes de regalías, casi duplicando el aporte del primer semestre de 2021, que fue de 13.800 bped. En consecuencia, Bayón a ununció que “basados en los buenos resultados obtenidos hasta, me complace anunciar que OXY y Ecopetrol han acordado optimizar la actividad en el área de Midland y expandir la asociación para cubrir alrededor de 21.000 acres en el área de Delaware, fortaleciendo así la presencia de Ecopetrol en el Permian”.

En el frente de Yacimientos No Convencionales (YNC) en Colombia, durante el segundo trimestre de 2022 Ecopetrol cumplió con el plan de entorno y relacionamiento, consistente en diferentes encuentros, reuniones y conversatorios a nivel local y regional, para facilitar y viabilizar los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) Kalé y Platero, pese a los anuncios del nuevo gobienro de no permitir actividades de fracking en el país.

En el segmento de refinación también se registraron resultados históricos en el trimestre, con una carga total de 365.100 barriles diarios y un margen bruto integrado de 29 dólares por barril, contra 360.400 bd y 9,5 dólares por barril de beneficio en el mismo perido de  2021, respectivamente

Durante el primer semestre del año Ecopetrol ejecutó el 75% de las paradas planeadas para las plantas de refinación en 2022. Adicionalmente, anunció que logró el completamiento mecánico de la Interconexión de las Plantas de Crudo de Cartagena (IPCC) en la refinería de Cartagena, cuyo comisionamiento y puesta en marcha se encuentra en progreso y se espera estabilizar su operación durante los próximos meses. Con este proyecto se espera tener una mayor capacidad de refinación llegando a valores de entre 420.00 y 430.000 barriles diarios.

Finalmente, en cuanto a ISA, los resultados financieros trimestrales fueron igualmente positivos, con un crecimiento frente al segundo trimestre del año pasado del 14,5% en los ingresos operacionales y del 10,1% en el EBITDA total.

Además, ISA ganó uno de los proyectos más grandes de transmisión de energía subastados en Brasil en los últimos años a través de ISA CTEEP, consolidando su liderazgo en ese mercado. Durante el primer semestre de 2022, el aporte de ISA al Grupo Ecopetrol fue de $0,6 billones a la utilidad neta (neto de interés no controlante) y $4,2 billones al EBITDA.

Fuente: Ecopetrol

La producción de petróleo durante el sexto mes del año aumentó 8,38% en comparación con junio de 2021, y la producción de gas comercializado en junio de este año subió 3,44% con respecto al mismo mes del año pasado.

4 de agosto de 2022.   La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) reportó que la producción fiscalizada de petróleo de Colombia durante junio del 2022 fue de 752.294 barriles diarios (bpd), lo que representó un aumento del 8,38% en comparación con el mismo mes de 2021 cuando fue de 694.150 bpd. 

La producción de petróleo no superaba los 752.000 barriles desde diciembre de 2020 cuando fue de 760.020 bpd. 

En comparación con mayo de este año, la producción de crudo presentó un aumento del 0,82% al pasar de 746.185 bpd hasta los 752.294 bpd.

El incremento en la producción se presentó principalmente en los campos Akacías (Acacías/Guamal-Meta), Jacana (Villa Nueva- Casanare), La Cira (Barrancabermeja-Santander), Costayaco (Villa Garzón-Putumayo), Río Cravo Este (Orocué-Casanare), debido al restablecimiento de la producción y al ingreso de pozos. 

Al cierre del primer semestre del año, la producción promedio de crudo en Colombia fue de 746.860 bpd, 2,3% más que lo registrado en el mismo periodo del 2021 cuando fue de 729.952 bpd. 

“Estos resultados siguen mostrando que la reactivación del sector hidrocarburos es una realidad. En estos cuatro años de Gobierno logramos firmar 70 nuevos contratos de exploración y producción con inversiones por más de US$4.000 millones y además logramos aumentar las reservas, tanto de petróleo como de gas, hasta los 7,6 y 8 años, respectivamente. Este sector es fundamental, no solo para la estabilidad macroeconómica y fiscal del país, sino para el desarrollo de las regiones, gracias a los recursos de regalías que aportan las compañías”, dijo el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa. 

Producción de gas natural

En cuanto al gas natural, la producción comercializada durante junio de 2022 fue de 1.102 millones de pies cúbicos por día (mpcd), lo que representó un aumento del 3,44% en comparación con el mismo mes del 2021 cuando fue de 1.066 mpcd. 

Al hacer la comparación mensual, en junio se evidencia una leve disminución en la producción de gas del 0,84%, explicado principalmente por el mantenimiento programado en la planta del campo Floreña Mirador ubicado en el departamento de Casanare. 

Durante el primer semestre del año, la producción de gas comercializado del país fue de 1.082 mpcd, 1,02% más que la registrada en el mismo periodo del año pasado cuando fue de 1.071 mpcd.

En lo corrido del año se han perforado 353 pozos, de los cuales 320 son pozos en desarrollo y los otros 33 son exploratorios.

En Sahagún, Córdoba, la planta de generación a gas natural Tesorito avanza en un 91%. Aportará una capacidad de 200 MW al sistema y respaldo energético confiable ante el crecimiento de las energías renovables.

28 de julio de 2022.   La planta térmica de generación Tesorito y las subestaciones que la integran al Sistema Interconectado Nacional, ubicadas en Sahagún, Córdoba, avanzan a toda máquina y alcanzan el 91% de avance.

Este nuevo proyecto adelantado por Celsia, Proeléctrica y Canacol le sumará al país una capacidad de 200 MW de energía confiable, generada con gas natural y con unas novedades tecnológicas que la hacen eficiente y rápida a la hora de generar energía de respaldo para cubrir la variabilidad propia de las renovables, cuando haya menos aportes hídricos por el fenómeno del Niño, o lleguen los periodos de menos vientos o la radiación solar.

El ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, constató que el proyecto avanza de manera satisfactoria. No solo se han utilizado motores de consumo eficiente y rápida respuesta, sino también equipos de última generación en las subestaciones que hacen parte del complejo eléctrico.

“Córdoba es un departamento que tiene de todo en el sector minero energético. Tenemos proyectos a carbón, la única hidroeléctrica de la región Caribe y hoy tiene la planta más moderna de generación térmica, la segunda en el país a boca de pozo, tienen también energía renovable no convencional. Me alegra mucho ver toda la inversión social y que la comunidad ha sido la beneficiaria de primera mano no solamente con oportunidades de empleo sino con mejoras sustancias en la calidad de vida”, manifestó el Ministro, además destacó que “es gracias al trabajo en conjunto del Gobierno con el sector privado que podemos llevar a cabo este tipo de obras como la termoeléctrica El Tesorito y la granja Celsia Solar Sincé”.

Por su parte, Jorge David Pastrana, alcalde de Sahagún, expresó que “esta obra ha sido un gran generador de empleo, en su pico más alto 56% de los trabajadores fueron de la región y 30% de la zona de influencia, además, nos dejó inversiones importantes como la pavimentación de 2 km de vía, la construcción de un parque, el mejoramiento de acueductos rurales; está en trámite de licitación una placa huella y un alcantarillado, también se hará el mejoramiento de la escuela. Estos proyectos si se pueden sacar adelante siempre y cuando trabajemos de manera articulada, nos sentimos muy orgullosos de que se haya construido en nuestro territorio, y sobre todo al sur del departamento, pues esta era una zona totalmente olvidada, a la que nunca se la invertían recursos”.

Finalmente, Ricardo Sierra, líder de Celsia dijo: “Lo bonito de este proyecto es que no solo se avanza en lo técnico para que en agosto estemos declarados en operación comercial, sino que lo más importante para Celsia y los socios Canacol y Proeléctrica es ser socios del desarrollo y que la comunidad lo crea con hechos. Este proyecto va a ser un modelo de operación e intervención social para lo que estamos haciendo en el resto del país con nuestros proyectos de crecimiento. Queremos que las comunidades tengan capacidades para superar y mejorar su calidad de vida”.

Características de la obra

La Termoeléctrica El Tesorito es una planta térmica de generación a gas, este combustible es llamado “de transición” por ser más limpio y confiable. Está ubicada en el corregimiento de San Antonio en Sahagún, Córdoba, un lugar estratégico para el Sistema Interconectado Nacional (SIN), ya que está cerca a la subestación Sahagún 500 kV, lo cual asegura su punto de conexión, y a la vez está cercana al campo de gas de la planta Jobo de Canacol, desde donde se extrae este recurso, por lo cual se considera “a boca de pozo”.

El proyecto tiene una capacidad de 200 MW y una inversión de USD 190 millones y está compuesto por tres obras claves:

• Casa de máquinas donde se encuentran los 11 motores de combustión interna de última generación, más eficientes que otras tecnologías, y que garantizan una entrada en operación rápida por su corto tiempo de arranque, inclusive en minutos.
• Subestación Tesorito de 500kV, que eleva el nivel de voltaje proveniente de los generadores de 13,8kV a 500kV.
• Subestación Sahagún de 500kV, el punto de conexión con Tesorito. Desde allí se transmite la energía al Sistema Interconectado Nacional y luego se distribuye entre los hogares colombianos.

La modernización de las líneas de transmisión consiste en el cambio y actualización tecnológica de diferentes equipos de esta infraestructura, tanto de potencia, como de protección y control. Con estos trabajos se beneficiarán más de 1,6 millones de habitantes de varios municipios de Cundinamarca.

27 de julio de 2022.   Con cerca de 150 personas trabajando en este proyecto y una inversión de más de $46.000 millones de pesos, Enel Colombia avanza en los trabajos de modernización de cuatro de las principales líneas eléctricas del Sistema de Transmisión Regional (STR) del centro del país (Bogotá y Cundinamarca), cuyo objetivo principal es mejorar los indicadores de calidad del servicio en la región, y aumentar su confiabilidad.

Las cuatro líneas de alta tensión que están siendo intervenidas son:

1. Zipaquirá-Ubaté, cuyo trazado está en Zipaquirá, Nemocón, Tausa, Sutatausa y Ubaté.
2. Muña-Sauces, ubicada en Sibaté, Pasca, Soacha y Fusagasugá.
3. Guaduero-Dorada, situada en Guaduas, Caparrapí y Puerto Salgar.
4. Nueva Esperanza-Indumil, con área de influencia en el municipio de Soacha.

Los trabajos, que ya se están ejecutando, consisten en el cambio y actualización tecnológica de los diferentes elementos de las líneas de transmisión, tanto de potencia, como de protección y control. Así las cosas, se instalarán nuevas estructuras (torres, postes y líneas) que reemplazarán las existentes, que ya han cumplido su vida útil.

Además, se estima incorporar equipos de última tecnología y con los más altos estándares internacionales. Por último, una vez la infraestructura nueva quede totalmente instalada y en funcionamiento, se desmontará la infraestructura antigua.

“La modernización de estas cuatro líneas de transmisión es uno de los retos y proyectos más ambiciosos de nuestro plan de inversiones en Bogotá y Cundinamarca. Su ejecución implica una coordinación casi exacta, para tener la menor cantidad de clientes impactados y los que perciban algún tipo de cambio, estén totalmente informados, para que puedan prepararse. Por su parte, es importante destacar su relevancia, pues interviniendo y modernizando la red e infraestructura del STR, beneficiamos no solo a los municipios por donde pasa el trazado de las líneas, sino a toda la región del centro del país”, aseguró Francesco Bertoli, gerente de Infraestructura y Redes de Enel Colombia.  

Por otra parte, en el marco de esta modernización, también se están ejecutando obras, con el propósito de reducir riesgos operativos, y cumplir las distancias de seguridad entre los equipos eléctricos y demás infraestructura del departamento; así como con los requerimientos ambientales para estos proyectos.

Línea de transmisión Zipaquirá-Ubaté:

En esta línea de transmisión en total se modernizarán 22 kilómetros, cuyo trazado se encuentra en los municipios Zipaquirá, Nemocón, Tausa, Sutatausa y Ubaté. Para estos trabajos, se requerirá una inversión total de más de $15.000 millones de pesos; y durante el 2022 serán intervenidos 9 kilómetros. Los otros 13 kilómetros restantes, se estiman desarrollar durante el año 2023.

Los municipios que verán mejoramiento en la calidad del servicio, una vez los trabajos finalicen, son los 11 de la Provincia de Sabana Centro: Cajicá, Chía, Cogua, Cota, Gachancipá, Nemocón, Sopó, Tabio, Tenjo, Tocancipá y Zipaquirá; y los 10 de la Provincia de Ubaté: Cucunubá, Fúquene, Guachetá, Lenguazaque, Carmen de Carupa, Simijaca, Susa, Sutatausa, Tausa y Ubaté. De esta manera, más de 650.000 personas y clientes residenciales, comerciales e industriales se verán beneficiados.

Línea de transmisión Muña-Sauces:

En este proyecto, en total se intervendrán 28 kilómetros de línea de transmisión, con una inversión de cerca de $16.000 millones de pesos. Su trazado confluye en los municipios de Sibaté, Pasca, Soacha y Fusagasugá. Durante el 2022, se ejecutarán trabajos en 9 kilómetros y los 19 restantes se desarrollarán durante el año 2023. En total, con estos trabajos se beneficiarán a más de 1 millón de habitantes de las Provincia de Soacha: Sibaté y Soacha; y de los 10 municipios de la Provincia de Sumapaz: Arbeláez, Cabrera, Fusagasugá, Granada, Pandi, Pasca, San Bernardo, Silvania, Tibacuy y Venecia.

Línea de transmisión Guaduero-Dorada:

El trazado de la línea de transmisión Guaduero-Dorada, converge con los municipios de Guaduas, Caparrapí y Puerto Salgar. En total se modernizarán 20 kilómetros, con una inversión de más de $10.000 millones, de los cuales, se ejecutarán 6,5 kilómetros durante el 2022 y los 13,5 restantes en el año 2023.

Línea de transmisión Nueva Esperanza-Indumil:

Por último, en la línea Nueva Esperanza-Indumil, con área de influencia en el municipio de Soacha, se modernizarán 5 kilómetros, con una inversión de cerca de $5.000 millones de pesos. La totalidad de estas obras se ejecutarán durante 2023

Con los trabajos en estas cuatro líneas de transmisión, más de 1,6 millones personas se verán beneficiadas, con el mejoramiento de los indicadores de calidad, y con un servicio de energía más confiable; pues con la actualización tecnológica a realizar, se tendrá una mejor respuesta ante fallas y contingencias, para atender el aumento de demanda que están teniendo Bogotá y Cundinamarca.

La Vicepresidencia integrará las áreas de gas, biogás, GLP, energía, renovables, hidrógeno y CCUS, para liderar la transición energética en Colombia y en el continente.

26 de julio de 2022.   Ecopetrol informó que la Vicepresidencia de Gas se transforma en la Vicepresidencia de Soluciones de Bajas Emisiones, que integrará las áreas de gas, biogás, GLP, energía, renovables, hidrógeno y captura, almacenamiento y uso de carbono (CCUS, por su sigla en inglés).

La Vicepresidencia reportará directamente a la Presidencia de Ecopetrol y seguirá liderada por la ingeniera de petróleos Yeimy Báez Moreno.

Esta transformación responde a la nueva realidad de Ecopetrol, que hoy es un grupo diversificado de energía, y a su estrategia a 2040 “Energía que Transforma” con la que prevé liderar la transición energética en Colombia y en el continente. En dicha estrategia, las iniciativas de bajas emisiones representarán entre el 30% y el 50% del Ebitda en 2040.

Las soluciones de bajas emisiones complementan las otras dos líneas de negocio del Grupo Ecopetrol: la tradicional de hidrocarburos y la de transmisión y vías que surgió tras la adquisición de la mayoría accionaria de ISA.

La aplicación de estas innovaciones beneficia el monitoreo de la calidad de las aguas de producción y los procesos del negocio tradicional de hidrocarburos. Con estas tres, Ecopetrol suma 114 patentes otorgadas, seis en lo que va del año.

12 de julio de 2022.  La Superintendencia de Industria y Comercio otorgó tres nuevas patentes a Ecopetrol, que representan un avance científico y tecnológico en el monitoreo de aguas de producción y el negocio tradicional de hidrocarburos.

Las invenciones, desarrolladas bajo una alianza con tres actores del sector empresarial y académico de los departamentos de Santander y Cauca, se denominan así:

• Sistema sensor para la detección y medición de sólidos suspendidos en aguas de producción.
• Dispositivos y su método de operación para la medición y análisis del flujo de derrumbes de cara y corte de pozo para pozos de perforación.
• Equipo y método para determinar el factor de encogimiento volumétrico de mezclas de crudos con diluyentes extra livianos hasta 135° API.

Aplicaciones de las innovaciones

La primera patente es un aporte que permite monitorear la calidad de las aguas de producción.

A partir de este sistema se puede reducir el impacto por afectación a vertimientos en entornos ambientales. Asimismo, esta medición de variables, generada en alianza con la empresa JPT Consulting and Services SAS, viabiliza la posibilidad de usar el agua de producción en el sector agroindustrial.

En la segunda invención, desarrollada con la Asociación Metalmecánicos de Santander, su aplicación se encuentra orientada a la creación de un dispositivo para generar una alerta temprana en tiempo real ante un eventual derrumbe al interior de un pozo petrolero. Gracias a estas mediciones automatizadas se disminuye el nivel de riesgo en las operaciones.

Finalmente, la tercera innovación hace parte de un esfuerzo con la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB) sede Piedecuesta, para elaborar una solución tecnológica que mejora la disminución del volumen obtenido al mezclar crudos pesados y extrapesados con diluyentes ligeros durante el transporte en oleoductos.

Con estos reconocimientos, la Empresa acumula en Colombia y el exterior un total de 114 patentes otorgadas, de las cuales seis fueron concedidas en este año.

«Gracias al otorgamiento de estas nuevas patentes, Ecopetrol le sigue apostando a su estrategia de innovación, ciencia y tecnología para convertirse en una empresa líder en sostecnibilidad, donde hay una prevalencia para el cuidado de la vida humana y la conservación del medioambiente. De igual forma, sin descuidar el negocio tradicional de hidrocarburos, se logra desarrollar un equipo y un método que optimiza recursos y facilita su transporte a través de las líneas de transferencia”, explicó Luz Ángela Novoa, directora del Centro de Innovación y Tecnología de Ecopetrol.

El Consejo de Estado negó las pretensiones de una demanda que pretendía la nulidad de las normas que establecieron los criterios, procedimientos y requerimientos técnicos para la exploración y explotación de hidrocarburos en yacimientos no convencionales, incluyendo la técnica de estimulación o fracturamiento hidráulico, conocida comúnmente como fracking.

7 de julio de 2022.   La Sección Tercera de la alta corte en sesión del 7 de julio del 2022 desestimó los cargos y pretensiones de nulidad presentadas en contra del Decreto 3004 de 2013 y de la Resolución No. 90341 de 2014, emitidas por el Gobierno Nacional.

Las normas fueron demandas porque, en opinión del actor, autorizan, avalan o permiten la técnica del fracking en el país. Además, el accionante sostuvo que estos mandatos representan un riesgo para los recursos naturales y la salud humana, animal y vegetal, en tanto contienen reglas que resultan insuficientes o no idóneas para evitar o mitigar estas consecuencias eventualmente dañinas. A juicio del accionante, ello supone la violación de artículos 79 y 80 de la Constitución Política, así como del artículo 1º de la Ley 99 de 1993, que impone la aplicación del principio de precaución en materia ambiental.

La Sección Tercera indicó que las normas acusadas corresponden a un reglamento técnico y que su función como juez de legalidad se circunscribe a determinar, con fundamento en las razones jurídicas de la demanda, si este vulnera las normas de mayor jerarquía indicadas por el actor.

Señaló que el principio de precaución, contenido en la Ley 99 de 1993, no tiene, por regla general, un carácter prohibitivo y paralizante. Aclaró que, por el contrario, es un llamado a la acción regulatoria, de manera que no se concreta en una proscripción a las autoridades para establecer los requisitos técnicos que deben cumplir quienes adelanten determinadas actividades comerciales y que tienen una incidencia ambiental jurídicamente relevante.

En el mismo orden, explicó que las autoridades administrativas tienen la atribución y el deber de escoger los medios técnicos y operativos apropiados, a la luz de las circunstancias concretas, para alcanzar la finalidad legalmente perseguida con el principio de precaución, el cual impone que la determinación sobre tales medios sean razonables y estén fundamentados en una investigación científica adecuada de los factores desencadenantes de tales riesgos y de los bienes jurídicos que pueden verse afectados por su materialización.

En esa medida, precisó, el juez no debe invadir la órbita de la acción regulatoria, sino limitarse a constatar que en la fase de producción normativa del reglamento técnico el órgano competente haya efectuado investigaciones adecuadas que justifiquen razonablemente las medidas adoptadas.

Explicó que, dado que la argumentación del demandante consistía en demostrar una insuficiente o equivocada valoración de la ciencia respectiva y, por ende, en poner en evidencia una errada decisión técnica de la administración, su actividad probatoria no podía reducirse a revelar una simple opinión técnica o de política ambiental diferente a la definida en la regulación. No podía limitarse a demostrar que la actividad es riesgosa, pues al tratarse de una cuestión técnica compleja (cuando la decisión se adopta sobre varias alternativas técnico-científicas posibles), la anulación de la decisión de la administración solo es viable en la medida que sea abiertamente irrazonable, desproporcionada o arbitraria. Por esa razón, el actor tiene el deber de probar con absoluta seguridad y certeza la falencia o la equivocación manifiesta en su adopción.

Con fundamento en lo anterior, una vez analizadas las pruebas decretadas y practicadas en el proceso, así como las normas del ordenamiento que componen el régimen jurídico de la exploración y explotación de yacimientos no convencionales, la Sala Plena de la Sección Tercera del Consejo de Estado concluyó que:

i) El demandante no demostró que las normas acusadas no satisfagan las exigencias jurídicas del principio de precaución. No probó que sean contrarias, ajenas o irrazonables de cara al conocimiento científico o de la disciplina correspondiente. Tampoco probó que sus reglas sean arbitrarias, inadecuadas o irrazonables para mitigar los riesgos de la actividad regulada. Además, si bien se acreditó la existencia de opiniones técnicas distintas a las adoptadas por la reglamentación objeto de la demanda, no probó con certeza la existencia de una falencia o error cometido en ella o que sus reglas sean abiertamente inidóneas o inadecuadas por contrariar una única opción técnica o científicamente viable; tampoco porque fueren flagrantemente irrazonables, desproporcionadas o arbitrarias dentro de un número plural de opiniones técnicas válidas y legítimas. 

ii) Las normas demandadas no crean, autorizan, avalan o permiten el fracking. Contienen la actualización de la reglamentación técnica que ya existía de una actividad que no está prohibida. La licitud de esta práctica escapa al medio de control de nulidad y además está sustentada en el régimen jurídico de la explotación de los recursos naturales no renovables permitida por la Constitución Política, reglas que fueron desarrolladas por el reglamento, en particular, de los yacimientos no convencionales, cuyo aprovechamiento es incentivado expresamente por la ley vigente. Este asunto, dice la sala, es evidenciable con la verificación del objeto y contenido de los actos cuestionados, bajo los que no se emite la autorización de una práctica o política petrolera. Tampoco se propicia la ejecución de una técnica extractiva específica, asunto cuyo estudio y definición no se ubica dentro de los linderos de la competencia de fiscalización que se reglamenta y la expedición del reglamento técnico que la adopta.

Cabe precisar que la decisión fue adoptada por la mayoría de la sala, ya que cinco consejeros votaron a favor del proyecto de fallo, mientras que tres de ellos salvaron su voto. Esta determinación se produce después de que las ponencias a cargo de los magistrados Ramiro Pazos y Jaime Rodríguez fueron derrotadas.

Fuente: Consejo de Estado

El Ministerio de Minas y Energía incluyó al Tolima dentro de un Área de Distribución (ADD) lo que traerá descuentos en el costo de distribución de las tarifas de energía para los usuarios. El departamento hará parte de la ADD Oriente la cual está conformada por los mercados operados por ENEL Colombia, EBSA, ENELAR y Electrohuila.

6 de julio de 2022.   Durante su visita al municipio de El Espinal, el ministro de Minas y Energía Diego Mesa anunció que los habitantes del Tolima disfrutarán de tarifas de energía más bajas, gracias a la inclusión del departamento dentro de las Áreas de Distribución (ADD).

“Eso va a garantizar que los cargos de distribución tengan en el mediano plazo una reducción que esté al nivel de lo que están pagando los departamentos vecinos de Cundinamarca y Caldas, logrando así que a partir de los próximos 9 a 12 meses, no haya más incrementos en el costo del kilovatio que pagan los habitantes del Tolima, porque vamos a tener en ese periodo una reducción en los cargos de distribución,” dijo el Mesa.

Al ser catalogado como un ADD, el Costo Unitario (CU) en el departamento del Tolima, calculado para los usuarios conectados en el nivel de tensión 1, principalmente residenciales y comerciales, tendrá una disminución cercana al 15% (alrededor de $150 por kWh).

Esta disminución, que beneficiará a 1,3 millones de tolimenses, no se empezará a evidenciar de manera inmediata, sino que requerirá un tiempo aproximado de entre 9 y 12 meses.

“Eso es algo que venía pidiendo el departamento desde hace varios años y hoy les decimos que cumplimos y que garantizamos que los precios sean más competitivos”, agregó el ministro Mesa.

Las ADD, creadas entre 2009 y 2012, buscan aproximar, hasta donde sea factible, los CU de energía eléctrica que reciben los usuarios finales en el país (que sean similares los costos en las regiones). Hoy en día existen cuatro ADD: Occidente (Pacífico chocoano), Norte (Costa Caribe), Centro (Bogotá, Valle y Antioquia), y Oriente (Llanos), esta última es a la que entrará a hacer parte el departamento del Tolima.