Categoría: Industria

La misión de visita técnica de la AIE estará en Colombia hacia finales de abril. Bélgica, Polonia, España y Estados Unidos apoyan acelerar el proceso del ingreso de Colombia a la agencia

24 de marzo 2022.   Colombia finalizó su participación en la Reunión Ministerial de la Agencia Internacional de Energía (AIE), llevada a cabo en París (Francia), resaltando los avances que ha hecho el país para acelerar su proceso de ingreso a la agencia.

Durante el evento, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, se reunió con el presidente ejecutivo de la AIE, Fatih Birol, con quien firmó el plan de trabajo 2022-2023 entre Colombia y la Agencia Internacional de Energía.

“Terminamos nuestra participación en la Reunión Ministerial de la Agencia Internacional de Energía, evento en el que participamos por primera vez formalmente como miembros candidatos del organismo. Confirmamos que la misión de visita técnica por parte de la agencia se dará en la última semana de abril y contaremos con una visita oficial por parte de Fatih Birol en los primeros días de mayo”, dijo el ministro Mesa.

El funcionario también resaltó que países como Bélgica, Polonia, España y Estados Unidos apoyaron la solicitud hecha por Colombia de acelerar su proceso para adherirse formalmente a la AIE.

Es importante resaltar que, gracias al ingreso de Colombia a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), la Junta de Gobierno de la AIE aceptó en julio de 2021 la solicitud del país de iniciar su proceso formal de adhesión como miembro oficial.

En la actualidad, la AIE cuenta con 30 países miembros y las naciones de Chile, Israel, Islandia y Eslovenia también se encuentran en proceso de adhesión.

En el marco de la Reunión Ministerial de la Agencia Internacional de Energía, precedida por la secretaria de Energía de Estados Unidos, Jennifer Granholm, Mesa sostuvo reuniones con la comisionada de Energía de la Unión Europea, Kadri Simson; el ministro de Recursos Naturales de Canadá, Jonathan Wilkinson; el ministro de Comercio y Energía del Reino Unido, Kwasi Kwarteng; el presidente ejecutivo de EDF, Jean-Bernard Lévy; el presidente global de Enel, Francesco Starace; y el presidente global de Shell, Ben van Beurden, entre otros actores relevantes del sector. En el evento también participó el enviado especial de la Casa Blanca para el cambio climático, John Kerry.

Directivos del Grupo y sus filiales presentaron la estrategia corporativa que marcará la ruta hacia una mayor competitividad y sostenibilidad con miras al 2030. Transición energética, sostenibilidad, innovación, digitalización y diversidad fueron algunos de los ejes principales destacados. 

19 de marzo de 2022.  En un evento semipresencial en el Teatro Julio Mario Santo Domingo, que contó con la participación remota de distintos directivos de sus filiales, el Grupo Energía Bogotá (GEB) presentó los ejes de acción para el crecimiento integral de la compañía y la superación de retos ubicados en el centro de la agenda, como la transición energética y avanzar en el propósito de mejorar vidas con energía sostenible y competitiva. 

«Queremos generar una cultura distinta, que se enfoque en mejorar vidas y en poder garantizar la sostenibilidad de nuestro planeta, y poder ofrecer a la gente servicios competitivos. La oportunidad en este momento gira alrededor de la capacidad que tengamos de cambiar la cultura del Grupo hacia la sostenibilidad, innovación y digitalización”, afirmó Juan Ricardo Ortega, presidente del GEB, quien también enfatizó en la importancia de seguir avanzando hacia un gobierno corporativo mucho más diverso, destacando la importancia de la participación cada vez más fuerte de mujeres en cargos de alto nivel y la necesidad de buscar talentos con vivencias distintas.

En el primer momento del panel, ‘Apalancadores Estratégicos 2022’, Jorge Tabares, vicepresidente Financiero, y Andrés Baracaldo, vicepresidente de Crecimiento, ofrecieron perspectivas sobre cómo ha venido creciendo el negocio de la compañía y el camino que seguirá. En ese sentido, resaltaron la trascendencia del nuevo acuerdo marco del Grupo con Enel, que permitirá a la compañía incursionar de forma inmediata en el negocio de las energías renovables no convencionales, lo cual representa una gran oportunidad de crecimiento para las inversiones. 

En el segundo segmento del panel, Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación, y María Virginia Torres, directora de Abastecimiento y Servicios, señalaron la importancia de la innovación y la digitalización en la búsqueda de modernizar los procesos, así como la trascendencia de fortalecer un gobierno de datos que permita optimizar la toma de decisiones. 

Acerca del eje de sostenibilidad, Eduardo Uribe, director de Sostenibilidad y Comunicaciones, afirmó: “La estrategia del Grupo y su razón de ser es la sostenibilidad. Un negocio de energía que quiera crecer no puede ignorar el entorno en el que está inmerso”. Destacó el compromiso de la compañía con la lucha contra el cambio climático y el desarrollo de los territorios.  

Por último, Néstor Fagua, vicepresidente Jurídico, y Karen Copete, directora de Gestión del Talento, hablaron sobre cómo el gobierno corporativo del Grupo Energía Bogotá se ha visto fortalecido por la generación de confianza a través de la transparencia y el desarrollo de competencias.

Los ejes estratégicos

En la conversación alrededor del eje temático ‘Transmisión del mañana’, Fredy Zuleta, gerente General de Transmisión; Mauricio Acevedo, gerente General de Conecta, de Guatemala; José Ragone, representante de Argo, Brasil, y Walter Sciutto, gerente General Grupo Dunas y Contugas, Perú, hicieron un repaso sobre las oportunidades que existen hoy para el negocio de transmisión en esos países.

En la charla sobre el eje temático ‘Gas para el futuro’, Mónica Contreras, presidente de TGI; Martín Mejía, director General de Cálidda, y Walter Sciutto fueron enfáticos en el mensaje que el gas sigue siendo para la región el combustible clave para la transición energética.

Para el caso de Perú, tanto Mejía como Sciutto se mostraron optimistas frente al crecimiento del negocio de gas, pues a pesar de que solo el 21% de la población goza de este combustible, a través de sinergias es posible que la cifra crezca. 

El panel finalizó con las intervenciones de Jaime Orjuela, director de Regulación del GEB; junto a Eduardo Uribe y Álvaro Villasante sobre el eje ‘Ciudades inteligentes y Generación Sostenible’, en el que analizaron la participación del Grupo en distintos proyectos de generación de energías renovables, que ya son una realidad y cómo esto beneficia el futuro de las operaciones. 

Adicionalmente, señalaron la relevancia de lo anterior para los procesos de modernización en las ciudades, a través del impulso de temas tan importantes como el transporte limpio.

Fuente: GEB 

El precio llegó a 462 dólares por tonelada y es probable que supere los 500 dólares este año.

18 de marzo de 2022.   Los precios del carbón están disparados, llegando a 462 dólares por tonelada, frente a los 186 dólares del 23 de febrero pasado, y es probable que superen los 500 dólares este año, según sugiere una investigación de Rystad Energy.
Si bien la mayor parte de Europa y el resto del mundo se han centrado en cómo la guerra de Rusia en Ucrania ha afectado los precios del petróleo, el gas y, más recientemente, el níquel, se ha escrito relativamente poco sobre el impacto del precio del carbón que probablemente afectará a la región y se extenderá como un tsunami por todo el mundo.
Rusia es el mayor proveedor de carbón térmico de Europa. Según Eurostat, el año pasado Rusia suministró a los estados miembros de la UE 36 millones de toneladas de carbón térmico, lo que representa el 70 % de las importaciones totales de carbón térmico. Si bien los volúmenes se han mantenido más o menos iguales, hace una década, las importaciones de carbón ruso eran solo la mitad, con un 35 %.
Si bien la demanda total de carbón para energía ha tenido una tendencia a la baja durante los últimos 10 años, los generadores de energía a carbón en Europa se han vuelto cada vez más dependientes del mineral ruso y la participación de mercado ruso ha crecido sustancialmente con el tiempo.
“Simplemente hay una ausencia casi total de carbón térmico excedente disponible a nivel mundial. Los precios han superado los 400 dólares y la marca de 500 dólares por tonelada parece estar en juego”, dice Steve Hulton, vicepresidente de Carbón en Rystad Energy.
A medida que los precios del gas continúan aumentando, las administraciones europeas pueden recurrir al carbón para cubrir cualquier déficit en la generación de electricidad a medida que se reduce el uso del gas. Sin embargo, los consumidores de carbón tendrán dificultades para obtener carbón adicional de productores alternativos porque el equilibrio entre la oferta y la demanda del carbón térmico internacional es extremadamente ajustado.
¿Cuánto podrían subir los precios?
Si se producen sanciones sobre el comercio de carbón con Rusia o si hay una interrupción física en el transporte ferroviario/portuario ruso, entonces el cielo es el límite. Los productores y comerciantes informan que los compradores ya están comenzando a alejarse del carbón ruso tanto en los mercados del Atlántico como del Pacífico. Y la amenaza de una demanda adicional y la falta de oferta disponible está moviendo el mercado.

En la última semana, los precios del carbón tanto en Europa como en el Pacífico han experimentado saltos importantes. En una señal de lo apretado y nervioso que está el mercado, el miércoles de la semana pasada se informó un comercio físico de carbón Newcastle FOB (6.000 kcal) a 400 dólares por tonelada.

El carbón importado es generalmente de mejor calidad y más barato que cualquier producción nacional, ya que todo el mejor carbón de Europa se extrajo hace años. Alemania, por ejemplo, que alguna vez fue una potencia en la minería del carbón, ya no produce carbón bituminoso ni antracita. El último par de minas de carbón ‘duro’ o ‘negro’ se cerraron en 2018 después de años de subsidios financieros, que fueron necesarios debido a los altos costos de producción asociados con las vetas profundas y las difíciles condiciones de minería subterránea.
La minería de superficie a gran escala de carbón de lignito de bajo rango (baja energía) todavía se lleva a cabo, pero el carbón importado es vital para satisfacer las necesidades de las muchas plantas de energía térmica diseñadas para quemar combustible de mayor poder calorífico.
Polonia es el mayor productor de carbón de Europa y alrededor del 70% de la generación total de energía proviene del carbón. La producción de carbón polaca aumentó ligeramente en 2021 y el país produjo 52 millones de toneladas de lignito (lignito pardo), un 13 % más que el año anterior, y 55 millones de toneladas de hulla, un 1 % más. Sin embargo, la tendencia de producción a largo plazo está en declive y, si bien Polonia exporta algo de carbón térmico y coquizable a los países vecinos, también ha aumentado las importaciones de carbón térmico de alta energía de Rusia, ya que generalmente es más barato que la producción local.

Alternativas de suministro
Uno de los primeros lugares a los que llamarán los compradores serán los proveedores de Colombia y Sudáfrica. La producción colombiana de carbón, que se exporta casi en su totalidad, se recuperó en 2021 tras una gran caída en 2020 debido a la Covid-19 y a una disputa laboral de tres meses en la gran operación de Cerrejón. La producción aumentó a 59,6 millones de toneladas en 2021, frente a los 49,3 millones de toneladas del año anterior, pero aún por debajo de las casi 80 millones de toneladas que logró anteriormente.
Se espera que la producción vuelva a aumentar en 2022, lo que podría generar 10 millones de toneladas adicionales disponibles para el mercado de exportación, particularmente porque Glencore, ahora propietario total de Cerrejón, busca aprovechar las condiciones del mercado y acumular valor con la adquisición.
Por su parte, las exportaciones de carbón de Sudáfrica han estado por debajo de los niveles planificados durante varios años. Las exportaciones cayeron por debajo de los 60 millones de toneladas el año pasado, el nivel más bajo en décadas, ya que la red ferroviaria se vio gravemente obstaculizada por el robo de cables de cobre. Se deberían lograr exportaciones anuales de 70 a 75 millones de toneladas si el operador ferroviario Transnet puede resolver sus problemas de seguridad.
La producción de carbón de EEUU está experimentando un resurgimiento después de varios años de declive, impulsada por una fuerte demanda y precios sólidos, tanto a nivel nacional como internacional.

Según las cifras de la EIA informadas hasta el tercer trimestre de 2021, los productores de carbón térmico de EEUU estaban en camino de terminar exportando aproximadamente 36 millones de toneladas el año pasado, un aumento del 30% con respecto a 2020. Solo alrededor de 5 millones de toneladas se destinaron a Europa, ya que los mercados asiáticos nuevamente demostraron ser un destino popular y en crecimiento.
Con una falta de inversión en nuevas áreas mineras y el alejamiento general del sector por parte de los inversores, varias minas de EEUU han cerrado en los últimos años, lo que obstaculizará la capacidad de aumentar carbón adicional para un mercado europeo desenfrenado, particularmente cuando las centrales eléctricas de EEUU están pagando altos precios por el suministro interno.

Tomado de: paisminero.co

La BMC radicó ante la CREG una propuesta de mecanismo de comercialización de energía, según los lineamientos de la Resolución 114 de 2018. Las empresas del sector de energía eléctrica podrán optar por aquellas alternativas que mejor se ajusten a sus estrategias comerciales.

16 de marzo de 2022.    La Bolsa Mercantil de Colombia (BMC) radicó ante la Comisión de Energía y Gas (CREG) la propuesta de mecanismo de comercialización de contratos de suministro de energía eléctrica que será administrado por su Filial, cumpliendo con los principios de eficiencia, transparencia, neutralidad y fiabilidad, de acuerdo con el marco regulatorio definido en la Resolución CREG 114 de 2018.

El mecanismo de la BMC facilitará el desarrollo de un mercado competitivo, que traslade las eficiencias a las tarifas que pagan los usuarios finales, y que las empresas del sector de energía eléctrica puedan optar por aquellas alternativas que mejor se ajusten a sus estrategias comerciales.

“La BMC cuenta con la experiencia, la tecnología y el conocimiento, pues llevamos más de 40 años facilitando, administrando y promocionando mercados eficientes. Nuestros escenarios de negociación son independientes, transparentes, neutrales y objetivos.  Tanto la BMC, como la filial, son independientes del sector energético, pues ninguno de sus accionistas son propietarios o tienen intereses en este sector. Esto garantiza independencia y objetividad para todos los actores del mercado energético; además contamos con amplia experiencia como Gestor del Mercado de Gas natural desde 2015 y más de 16 años apoyando al Estado en la contratación pública para la exitosa asignación de más de 40.000 operaciones por cerca de $10 billones de pesos,” afirmó María Inés Agudelo, presidente de la BMC.

El mecanismo es un esquema de compra-venta de contratos de energía, en el cual generadores y comercializadores podrán negociar contratos de energía a corto, mediano y largo plazo (desde 1 y hasta 20 años) caracterizándose por ser neutral tecnológicamente, de manera que cualquier tecnología de generación pueda participar en las subastas. Los contratos de largo plazo facilitarán la financiación de proyectos renovables y la incorporación de nuevos proyectos hidráulicos, de carbón o gas natural.

El mecanismo de formación de precios será transparente y los agentes podrán contar a futuro con una curva forward de precios de energía, que ofrecerá una perspectiva sobre las expectativas de precios de corto, mediano y largo plazo, que resulta relevante para la toma de decisiones de cubrimiento de la demanda.

Adicionalmente, se avanza hacia la estandarización de los contratos y de las garantías requeridas en este tipo de transacciones. Se negociarán contratos estándar de suministro de energía eléctrica, pague lo contratado, bajo tres bloques horarios distintos: plano, solar y no solar. 

La BMC constituirá una filial cuya autorización está en trámite ante la Superintendencia Financiera. La filial será una empresa de servicios públicos domiciliarios, que será vigilada por la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y asumirá los cinco roles definidos en la regulación: promotor, diseñador, administrador, ejecutor y administrador de riesgo del mecanismo de comercialización de energía eléctrica.

La Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG) alerta sobre la situación de escasez de materia prima para las plantas de generación, especialmente las que usan carbón térmico, dada la crisis energética que se presenta a nivel mundial.

15 de marzo de 2022.   A raíz del conflicto entre Rusia y Ucrania se ha generado un aumento considerable de los precios internacionales de los energéticos, coyuntura que implica impactos estructurales sobre los precios de estos a nivel global, como es el caso del carbón térmico, cuyos valores han alcanzado máximos históricos, por encima de los 400 US$/ton, lo que representa una afectación en los contratos futuros de energía que se están proyectando para el mediano plazo. 

Colombia no es ajena a esta crisis energética internacional. En lo que respecta al mercado de energía, se ve impactado inicialmente en dos frentes: mayores precios del gas natural licuado (GNL) importado para generación y mayores precios del carbón térmico en el mercado local. 

Aunque el consumo de carbón para generación térmica en el país nunca ha superado más de 5 millones de toneladas/año, con la situación actual de precios internacionales que ha evidenciado una escasez mundial del mineral, se ha incentivado su venta al exterior. Esto, a su vez, ha derivado en la insuficiencia de este combustible para las plantas de generación térmica en el país, aumentando sus costos.

Esta situación, sin duda, afectará la competitividad de las tarifas eléctricas del mercado en el mediano plazo y los precios de generación en la bolsa de energía; aun cuando las plantas térmicas a carbón hoy cuentan con un inventario en patios que permite atender las necesidades de combustible entre 10 y 25 días. 

Dada la importancia del carbón como energético de referencia para el mercado eléctrico del país, en particular respecto al precio de los contratos de energía, es fundamental que el Gobierno Nacional estudie medidas que le den prioridad al abastecimiento de este combustible para el consumo local en medio de esta coyuntura. 

Para Alejandro Castañeda, director Ejecutivo de ANDEG, “el carbón es fundamental para la diversificación, confiabilidad y competitividad del sistema eléctrico, especialmente en el marco de las políticas de transición energética que ha promovido el Gobierno Nacional, donde este mineral será importante para evaluar la adopción de nuevas tecnologías que permitan darle un uso sostenible futuro. Incluso, con la actual crisis, países líderes de la transición energética están reincorporando al carbón en sus matrices eléctricas en torno a esta discusión”.

Fuente: ANDEG

La sociedad que asume la operación no cambiará las condiciones laborales de los trabajadores, con lo cual se protegen 700 empleos directos y más de 3.500 indirectos.

11 de marzo de 2022.   Tras 20 meses de haberse iniciado el proceso de liquidación de Bioenergy, logró salvarse la empresa que estaba a punto de desaparecer, logrando proteger más de 700 empleos directos y cerca de 3.500 indirectos.

Tras audiencias públicas llevadas a cabo este 4 y 9 de marzo, la Superintendencia de Sociedades confirmó los Acuerdos de Adjudicación y de Reorganización de las sociedades Bioenergy S.A.S. y Bioenergy Zona Franca S.A.S., respectivamente.

Así pues, el proyecto Bioenergy inicia una nueva era; en este sentido cabe señalar que la sociedad Bioenergy S.A.S. fue liquidada y sus activos fueron adjudicados a los acreedores.

Por su parte, la sociedad Bioenergy Zona Franca no se liquidó y pasó a etapa de reorganización. De esta manera y, con la aprobación de la Superintendencia de Sociedades, salió adelante el esquema completo de salvamento de las dos unidades de negocio.

Así, a partir de la fecha, la sociedad Agrícola de Los Llanos S.A.S. asumirá las obligaciones laborales que Bioenergy tenía a su cargo, con lo cual se preservará el 100% del empleo.

La nueva administración llevará a cabo una sustitución patronal, esto significa que la sociedad Agrícola de Los Llanos será el nuevo empleador y seguirá cumpliendo con las obligaciones laborales de todos los empleados de Bioenergy en las mismas condiciones, sin que pierdan la antigüedad y ni los beneficios.

Por su parte, Bioenergy Zona Franca (en reorganización) continuará operando y seguirá siendo vigilada por la Superintendencia de Sociedades hasta que cumpla con todas las condiciones del acuerdo de reorganización que fue aprobado. Este cambio no afecta en nada los contratos, ni las condiciones con los trabajadores, por lo cual seguirá su curso normal bajo las restricciones de ley que impone este tipo de procesos de reestructuración.

De esta manera, la administración actual destaca el trabajo implementado en estos meses donde sus colaboradores fueron los protagonistas al sacar adelante esta empresa que Ecopetrol llevó a la liquidación.

Fuente: Bioenergy

2022 promete ser el año de la recuperación del sector de hidrocarburos, pero los vientos en contra podrían venir de la oposición de las comunidades y de un eventual gobierno hostil.

8 de marzo de 2022.   A diferencia de la primera gran crisis mundial del petróleo, ocurrida en 1973 a raíz del ataque de Siria y Egipto contra Israel y que desembocó en el embargo petrolero a Occidente por parte de los productores árabes, cuando Colombia fue sorprendida con una baja producción de hidrocarburos debido a que los contratos no eran atractivos para las empresas y por lo tanto se debía importar combustibles; en la actual crisis ocasionada por la invasión de Rusia a Ucrania, el país se encuentra en plena reactivación de la industria. No obstante, los peligros acechan al interior: los bloqueos y atentados a la infraestructura y la posible llegada al poder de un presidente que pretende acabar con el sector de petróleo y gas.

El 2022 se plantea como un año histórico para la recuperación de la industria colombiana de oil & gas.

Por un lado, la demanda de combustibles líquidos (diésel, gasolina y jet) creció 23.8% en 2021, marcando la recuperación de la economía pospandemia.

Por otro lado, con precios actuales que superan los 100 dólares por barril, una inversión estimada en 5.200 millones de dólares en toda la cadena del sector, cerca de 60 pozos exploratorios y unos 600 en producción, se espera que al cierre de 2022 se estén produciendo unos 800 mil barriles de petróleo por día y, de acuerdo con la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios de Petróleo, Gas y Energía (Campetrol), las exportaciones de crudo y derivados podrían estar entre 18.000 y 21.700 millones de dólares, con un incremento entre 35% y 62% respecto a las exportaciones del sector en 2021. Además, Colombia es uno de los pocos países del mundo que tiene reservas de shale oil, para lo cual avanza en los proyectos piloto de investigación en el Magdalena Medio.

No obstante, si la oposición a la industria continúa (en 2021 se presentaron 600 incidentes de entorno y 26 atentados a la infraestructura) y llega a la presidencia una persona hostil al sector, la inversión extranjera podría desviarse a otros países con mejores condiciones como Guyana y Brasil.

Tal como señala Nelson Castañeda, presidente Ejecutivo de Campetrol, “con el nuevo panorama de precios internacionales del crudo, las principales variables macroeconómicas del sector podrían consolidar su senda de recuperación y normalización, alcanzando niveles cercanos a los de prepandemia. 


“Sin embargo, la alta incertidumbre con respecto a las tensiones geopolíticas generan riesgos que podrían profundizar la tendencia de recuperación, o limitarla en el corto y mediano plazo.”

Recordemos que en la crisis petrolera de 1973 los precios del crudo se cuadruplicaron, llevando a la inflación global y al racionamiento de combustibles. Hoy Colombia es autosuficiente y está en la senda de la recuperación ad portas de una bonanza petrolera, pero se requiere apoyo de las comunidades y del próximo gobierno; por eso la industria se encuentra con sentimientos encontrados.  

La Bolsa Mercantil de Colombia obtuvo en 2021 mejores resultados financieros, frente al 2020. Los ingresos operacionales aumentaron 9%; el Ebitda, 17%, y la uitlidad neta, 2%.

4 de marzo de 2022.    La Bolsa Mercantil de Colombia (BMC) presentó los resultados del cuarto trimestre y del año 2021.

En 2021, los ingresos operacionales de la BMC llegaron a $61.468 millones, 9% superiores a los del año anterior, el Ebitda fue de $23.513 millones lo que implica un margen Ebitda de 38%. La utilidad neta ascendió a $16.124 millones, 2% más que en 2021. La rentabilidad del patrimonio, ROE, llegó a 19,61%.

“Los resultados fueron muy buenos, a pesar de las dificultades a las que nos enfrentamos a largo del año. Al finalizar el cuarto trimestre, los esfuerzos comerciales y un efectivo control al crecimiento de los gastos nos ayudaron a cumplir la meta”, afirmó María Inés Agudelo, Presidente de la BMC.

El registro de facturas continúa siendo el negocio líder de la BMC con 46,1 billones de pesos registrados, un crecimiento del 28% versus el año anterior, evidenciando el creciente interés del sector agropecuario y agroindustrial por obtener financiación a través de este producto.

El volumen negociado en el Mercado de Compras Públicas tuvo una leve disminución del 3%, al pasar de 1.09 billones en 2020 a 1.06 billones en 2021.  A pesar de esto, se atendieron 33 nuevos clientes del sector público y se abrieron nuevos segmentos de negociación como la compra de tiquetes aéreos, textiles, servicios logísticos, drones y soluciones tecnológicas. 

En cuanto a los productos de financiación no bancaria, los Repos sobre Certificados de Depósitos de Mercancía disminuyeron un 16% versus el año 2021, y las Órdenes Irrevocables de Giro, que están atadas a las negociaciones realizadas en el Mercado de Compras Públicas de la BMC, al ser una fuente de financiación para los proveedores del Estado, disminuyeron un 37%.

Finalmente, se resalta que el Mercop, el mercado de negociación de bienes y servicios entre privados tuvo un crecimiento de 148%, mostrando el inicio de una nueva oportunidad de negociación a través de la Bolsa.

El Grupo Ecopetrol anunció ayer los resultados financieros para el cuarto trimestre y para el año 2021, con resultados históricos tanto en utilidades como en EBITDA.

2 de marzo de 2022.   En 2021 el Grupo Ecopetrol obtuvo utilidades netas por 16,7 billones de pesos, 10 veces superior a las obtenidas en 2020, y un Ebitda de $42 billones, ambos indicadores récord en la historia de la compañía de capital mixto.

De acuerdo con el reporte, ese desempeño fue apalancado por: i) Un entorno de precios favorable y la destacada gestión comercial que permitió materializar mejores diferenciales de crudo, productos y petroquímicos, ii) mayores volúmenes de venta de productos y gas, asociado a la mayor demanda del país por reactivación económica, iii) un sólido desempeño operativo en todos los segmentos de negocio a pesar, iv) el aporte a la producción de Permian en los estados Unidos, y v) la adquisición de ISA.

El Grupo, que con la adquisición de ISA el año pasado, se convierte en la más importante multilatina del sector energético en América Latina, atraviesa por uno de sus momentos estelares, que se ve reflejado en los resultados financieros de 2021, pese a que el mundo apenas está saliendo de la pandemia y a que en Colombia se presentaron varios incidentes de orden público, que alteraron el normal desempeño de la empresa.

Así, los ingresos acumulados al cierre de 2021 presentaron un aumento de 83.4% equivalente a $41,7 billones, frente  al 2020, totalizando $91,7 billones.

Estas cifras se obtuvieron como resultado de:

• Mayor precio promedio ponderado de venta de crudos, gas y productos refinados, pasando de 39,6 USD/Bl a 68,3 USD/Bl, lo que le representó ingresos por $33,4 billones, derivado de, primero, la recuperación de los precios internacionales de referencia, y segundo, por la mejora del diferencial negociado de crudos. El año pasado, mientras el precio promedio del Brent estuvo en 71 dólares, la canasta Ecopetrol se pagó a 67 dólares el barril.
  • Mayores ingresos de servicios ($4,2 billones), principalmente derivados de la consolidación de los resultados de ISA a partir del mes de septiembre.
  • Efecto cambiario positivo en los ingresos ($2,8 billones), por una mayor tasa de cambio promedio.
  • Mayor volumen de ventas, gracias a la recuperación en la demanda nacional de productos refinados, superando los niveles de prepandemia, y a una mayor producción de gas en Hocol y el Permian. Al cierre de 2021, la composición de producción del Grupo fue de 79% de petróleo y 21% de gas natural y GLP.

Todo lo anterior se refleja en un incremento de la acción del 44% para llegar a una cotización de $3.239. Los excelentes resultados financieros de 2021 hacen que la administración proponga a la Asamblea de Accionistas, que se realizara en marzo, una repartición de utilidades $280 por acción, frente a los $17 que se repartieron el año pasado.

De acuerdo con los resultados financieros de 2021, Enel-Codensa obtuvo una utilidad neta de 982.387 millones de peos, 16,6% más que en 2020. Por su parte, Enel-Emgesa obtuvo una utilidad neta de 1.712.321 millones de pesos en el mismo periodo, un aumento del 33,4%.

25 de febrero de 2022.    Según Lucio Rubio Díaz, director general de Enel en Colombia, “el 2021 fue un año positivo para Enel-Codensa, no solo en términos financieros, sino de electrificación, pilar fundamental de nuestra estrategia corporativa.

“Por una parte, pusimos a disposición de Bogotá cuatro patios de recarga para los buses eléctricos del SITP y, a su vez, propiciamos un servicio de energía más confiable y seguro a través de la modernización de nuestra infraestructura eléctrica, apalancado en una inversión histórica de $1.03 billones de pesos.”

Al cierre de 2021 la compañía distribuidora alcanzó resultados positivos: El margen de contribución ascendió a $2,6 billones de pesos, mostrando un incremento del 6,5% frente al cierre de 2020. Por su parte, los costos fijos, representados por los costos de personal, operación y mantenimiento, disminuyeron en un 8,3% frente al año anterior, principalmente por el reconocimiento en 2020 de la provisión extraordinaria del plan de transformación digital. De esta forma, el EBITDA presentó un crecimiento del 11% frente al cierre anual de 2020. En ese sentido, la utilidad neta para el año 2021 fue de $982.387 millones de pesos, presentando un aumento del 16,6%.

Al cierre de 2021, Enel-Codensa acumuló inversiones por $1.03 billones de pesos, alcanzando el máximo nivel histórico en sus 24 años de operación. Con estos recursos se dio cumplimiento al plan de inversiones para la gestión de los activos de distribución, principalmente en la expansión de infraestructura para soportar el crecimiento de la demanda y nuevas conexiones, mejorar la calidad del servicio de los usuarios en la zona de influencia de la Compañía, e integrar los nuevos sistemas y tecnologías en la operación.

Entre los proyectos más relevantes sobresalen la construcción de las subestaciones de media tensión Salamina, Boquerón y Panagua, así como la modernización de la subestación eléctrica San José, la cual atenderá la creciente demanda de la zona centro oriental de Bogotá y cuya energización e integración a la operación se dio en diciembre de 2021.

Resultados Enel-Emgesa

En 2021, Emgesa alcanzó un margen de contribución de $3.2 billones, reflejando un incremento del 16% frente al 2020; un resultado excepcional, aun cuando se presentó una menor generación de energía (-6.4%) por los altos aportes hídricos, que implicaron bajos precios en el mercado spot a lo largo del año.

De otro lado, los costos fijos presentaron una disminución del 10.6% frente al año anterior, producto de la sanción derivada del fallo negativo en la liquidación del impuesto de renta de la Central Hidroeléctrica de Betania, registrada en 2020, por la aplicación de las exenciones previstas en la Ley Páez. Así, el EBITDA presentó un incremento significativo del 18.7% en términos anuales, como consecuencia de lo mencionado anteriormente. Por su parte, la Utilidad Neta alcanzó su mayor nivel histórico, incrementando 33,4% frente al año anterior.

Durante el año pasado, las inversiones alcanzaron un total de $267.719 millones, presentando un incremento del 17.3%. Estas estuvieron enfocadas, principalmente, en el revestimiento del túnel Chivor Batatas, la recuperación de equipos en la Central Hidroeléctrica El Guavio, la modernización y recuperación de equipos e infraestructura en las Centrales Hidroeléctricas y Plan Ambiental del Rio Bogotá, así como el rotor de la turbina 3 en la Central Termoeléctrica Cartagena.

“En 2021 mantuvimos la primera posición en términos de capacidad instalada neta, con una participación del 19,9% del Sistema Interconectado Nacional (SIN). Esto nos permitió, entre otras cosas, registrar un récord de utilidad neta en los 24 años que llevamos de operación, superando los $1,7 billones de pesos. Estos resultados tienen en cuenta la venta de bonos de carbono a partir de la certificación de reducción de emisiones de CO2 de nuestras centrales hidroeléctricas; una iniciativa que demuestra nuestro compromiso con alcanzar la descarbonización a 2040”, comentó Lucio Rubio.