Categoría: Industria

El Ministerio de Minas y Energía adoptó las obras que harán parte del plan expansión de la red de poliductos del país, con el cual se busca brindar mayor garantía al suministro de combustibles líquidos.

23 de diciembre de 2021.   En concordancia con los resultados del “Plan Indicativo de Abastecimiento de Combustibles 2021” expedido por la UPME, en el plan de expansión de poliductos se contemplan obras de ampliación y nueva infraestructura con las cuales se busca fortalecer el actual sistema de transporte de combustibles, y mitigar los potenciales riesgos que se pudieran presentar frente al suministro continuo y suficiente de combustibles.

El plan considera los niveles históricos y actuales de demanda de gasolina, diésel y combustible para aviación observadas a nivel nacional, así como las estimaciones y proyecciones de tales demandas hacia los próximos años.

Dentro de las obras que identificó la UPME en su estudio y que fueron adoptadas por el Ministerio se destacan las siguientes:

•               Ampliación del poliducto Galán – Lizama, con el fin de aumentar la capacidad de transporte actual hacia la ciudad de Bucaramanga.

•               Optimización de los sistemas de transporte para los centros de consumo de la región central, con el fin de adecuar la infraestructura y una ampliación de la capacidad en Tocancipá.

•               Optimización de los sistemas de transporte para los centros de consumo del Eje Cafetero, para el sistema Manizales – Pereira – Cartago.

•               Construcción de un poliducto para la región sur occidental.

•               Optimización del transporte de combustibles para algunas regiones del norte del país entre las plantas de Galán y Ayacucho.

De igual manera, con el Plan Indicativo de Abastecimiento se resaltó la necesidad de realizar de forma oportuna las obras adoptadas en la resolución al considerar, entre otros factores, la oferta actual de combustibles de las refinerías locales, el nivel de importación de combustibles requerida para cubrir la demanda futura, y según las capacidades y nivel de ocupación que tienen cada uno de los poliductos, así como la capacidad de almacenamiento de Colombia.

Es importante resaltar que la resolución expedida adoptando estas obras busca atender de forma oportuna los niveles de demanda creciente de combustibles, que se ha venido presentando a nivel nacional recientemente.

También busca responder a las potenciales alertas o riesgos que surjan en relación con la capacidad y ocupación de los medios y sistemas de transporte, teniendo en cuenta que algunos de ellos se encuentran operando en niveles cercanos o incluso superiores a su límite operacional.

Fuente: Minenergía

Frontera Energy Corporation anunció que celebró un acuerdo para adquirir el 100% de las acciones emitidas y en circulación de Petróleos Sud Americanos SA (PetroSud), con operaciones en Colombia en El Difícil (participación en explotación del 65%), Entrerríos y Río Meta Blocks.

22 de diciembre de 2021.   Según los términos del acuerdo, Frontera adquirirá PetroSud por una contraprestación total en efectivo de aproximadamente US $ 9 millones más la asunción de aproximadamente US $ 18 millones en deuda. Se espera que la transacción se cierre el 30 de diciembre de 2021, sujeto al cumplimiento de ciertas condiciones.

Al respecto, Orlando Cabrales, director ejecutivo (CEO) de Frontera, comentó: «La adquisición de PetroSud por parte de Frontera respalda la estrategia de la Compañía para aumentar la producción de gas, reducir las emisiones de carbono e incluye instalaciones de gas de alta calidad ubicadas estratégicamente junto a un área central emergente que puede mejorar nuestra capacidad para comercializar descubrimientos de gas recientes en VIM-1.”

De acuerdo con las estimaciones de Frontera, a precios promedio de Brent de 70 dólares por barril, anticipa que su adquisición de PetroSud generará aproximadamente US $ 8-10 millones de EBITDA anual a un bajo costo de producción entre 7,5 y 8,5 dólares por barril equivalente y agregará aproximadamente 1.300 barriles equivalentes diarios de producción inmediata (compuesto por aproximadamente 5 millones de pies cúbicos de gas natural convencional, 80 barriles día de líquidos de gas natural, 260 barriles día de petróleo pesado y 60 barriles día de crudo liviano y mediano).

Los bloques El Dificil y VIM-46 están ubicados en un área núcleo emergente cerca de las participaciones de la Compañía en los bloques La Creciente, VIM-22 y VIM-1. Los bloques Entrerríos y Río Meta tienen una ubicación central cerca de los activos productores de Cravoviejo, Cachicamo y Casimena de la Compañía. 

Los beneficios clave anticipados de la adquisición de PetroSud incluyen:

• No hay compromisos de exploración en ninguno de los bloques adquiridos.
• Producción de campos de gas conectados a la infraestructura de distribución existente.
• Oportunidades inmediatas para incrementar la producción.
• Ubicado aproximadamente a 75 kilómetros de La Belleza (VIM-1) y VIM-22.
• Los activos de gas natural convencional equilibran aún más el perfil de producción.
• Se podrían realizar posibles sinergias debido a la proximidad de los activos Llanos de PetroSud a los activos de petróleo ligero de Frontera.

Frontera Energy Corporation es una empresa pública canadiense involucrada en la exploración, desarrollo, producción, transporte, almacenamiento y venta de petróleo y gas natural en América del Sur, incluidas las inversiones relacionadas en instalaciones tanto upstream como midstream. 

La Compañía tiene una cartera diversificada de activos con participaciones en 37 bloques de exploración y producción en Colombia, Ecuador y Guyana, y ductos e instalaciones portuarias en Colombia. 

Fuente: Frontera Energy

En 2021 la demanda de combustibles líquidos continuó su senda de recuperación influenciada por la reactivación y el crecimiento económico del país. Contingencias registradas en lo corrido del año evidencian la necesidad de aumentar la confiabilidad del abastecimiento

21 de diciembre de 2021.   La demanda de combustibles líquidos continuó su senda de recuperación influenciada por la reactivación económica del país en 2021. La demanda total de gasolina, diésel y jet alcanzó en promedio 302 mil barriles día (KBD), similar al consumo de 2019 (299 KBD), con un crecimiento del 27%, respecto a 2020.

Así lo reveló el más reciente informe económico de la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (ACP), Evolución 2021 y perspectivas 2022-2030 del mercado de combustibles líquidos en Colombia, en el que se presenta un balance sobre el comportamiento de la demanda y precios de los combustibles; la inversión y generación de empleo en la cadena de distribución, y la percepción del sector a mediano plazo.

El informe, que consolida información estadística oficial y los resultados de la encuesta realizada por la ACP a una muestra representativa de agentes de la cadena de distribución de combustibles líquidos, evidencia que en lo corrido del año el mayor crecimiento en gasolina se debió principalmente a la reactivación económica, la preferencia de uso de vehículos particulares y al aumento significativo de la demanda en zonas de frontera.

Ahora bien, el crecimiento registrado de la demanda enfrentó diversas contingencias que evidenciaron la necesidad de aumentar la confiabilidad del suministro. Entre estas, los bloqueos durante el Paro Nacional, contingencias operacionales en refinerías, y las restricciones a importaciones de etanol.

Esto último ocasionó que el contenido de etanol de las gasolinas oxigenadas bajara del 10% normativo y oscilara entre 4% y 7%, en función de la producción de etanol nacional. Esta reducción del porcentaje de mezcla requirió mayores importaciones de gasolina básica y, por lo tanto, aumentó la presión al sistema logístico. Además, afectó la calidad de las gasolinas oxigenadas (redujo su octanaje) y aumentó las emisiones en aproximadamente 70 mil toneladas de CO₂/mes.

“El consumo de combustibles es una buena señal de cómo avanza la reactivación del país, este crecimiento esperado de la demanda implica, asimismo, la búsqueda de soluciones para aumentar la confiabilidad y la eficiencia del abastecimiento, ampliando la infraestructura de transporte, desarrollando almacenamientos estratégicos y viabilizando las importaciones de terceros. De esta manera el sector de combustibles podrá ser más competitivo y asegurar el abastecimiento a las industrias y al sector transporte en la reactivación y los años posteriores”, afirmó Francisco José Lloreda Mera, presidente Ejecutivo de la ACP.

Para 2022, se espera un crecimiento del 10% vs. 2021 (9% en gasolina y diésel, y 20% en Jet). La demanda de diésel superaría niveles prepandemia, y en el caso del jet se estima alcanzar el volumen de 2019 en 2023. A partir de 2023 y hasta 2030 la expectativa es un crecimiento del 3% anual (4% en gasolina, 2% en diésel y 5% en Jet).

“Al tiempo que el sector avanza en una diversificación de la matriz energética, las proyecciones indican que los combustibles líquidos continuarán siendo la principal fuente de energía para el sector transporte, y su demanda aumentará influenciada por el crecimiento económico del país, de ahí la importancia de adoptar políticas enfocadas en la garantía del abastecimiento y la mejora de la calidad de los combustibles que mueven a los colombianos”, puntualizó el dirigente gremial.

Mansarovar Energy decidió cerrar el tramo comprendido entre los kilómetros 20 y 187 del oleoducto Velásquez-Galán, para evitar riesgos de afectación de la fauna, flora y los habitantes de las comunidades por las que transita.

17 de diciembre de 2021.   De acuerdo con el Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM), en su Comunicado Especial N° 101, en Colombia se desarrolló una intensa segunda temporada de lluvias a finales de 2021.

Esta situación climática aumentó el caudal de ríos y quebradas, especialmente en la región andina y del Magdalena medio. Además, el instituto pronosticó una probabilidad del 69% de la aparición del fenómeno de “La Niña”, caracterizado por disminución de temperaturas, aumento de los vientos y mayor humedad por lluvias en todo el país.

Ante esta situación, y con el propósito de evitar cualquier incidente que genere impactos medioambientales y observar la integridad del oleoducto Velásquez-Galán, especialmente en el cruce entre los ríos Opón y La Colorada, Mansarovar Energy decidió hace unas semanas realizar un cierre del tramo comprendido entre el km. 20 y km. 187, para evitar afectación de la fauna, la flora y los habitantes de las comunidades por las que transita.

Estas acciones de prevención de parte de Mansarovar buscan acatar y dar cumplimiento a los principios constitucionales y administrativos para la protección del medio ambiente, acorde con lo establecido en la Ley 2111 de 2021 en materia de prevención de riesgos medioambientales, con lo cual se reafirma el compromiso de la empresa en mayor prevención y responsabilidad ambiental.

Adicionalmente a esta coyuntura climática, el 4 de noviembre se realizó la entrega de los campos de la Asociación Nare con motivo de la terminación del contrato con Ecopetrol, quien decidió transportar la producción de esos campos por su propia infraestructura de oleoductos.

Por último, debido a los múltiples cambios que se han presentado en la Empresa con ocasión de la entrega de la unidad operativa Asociación Nare a Ecopetrol y a los factores externos expuestos se configura un nuevo escenario para el funcionamiento de esta infraestructura a mediano y largo plazo.

En un comunicado a la opinión pública, Mansarovar reitera a la comunidad y a la opinión pública que, si bien hizo entrega de algunas de sus operaciones en el país, su vínculo con Colombia continúa con las tareas de remediación medioambiental y de aporte social, para cumplir los compromisos legales adquiridos y trabajar cada día para el mejoramiento de las condiciones de las zonas en las que lleva a cabo su misión.

La serie documental web expone los esfuerzos conjuntos de los integrantes del equipo técnico y las cuadrillas de la Compañía para proveer el servicio de energía eléctrica. Podrá visualizarse en el canal de YouTube de Enel-Codensa.

15 de diciembre de 2021.   Enel-Codensa estrena “Aquí Estamos”, una serie documental web que, a través de cuatro capítulos, expone los esfuerzos conjuntos de los integrantes del equipo técnico y las cuadrillas de la Compañía, para hacer posible que cerca de 3,7 millones de clientes en Bogotá y Cundinamarca cuenten con el servicio de energía eléctrica.

Con este proyecto, los espectadores podrán conocer, a través de la voz y la experiencia de los trabajadores de la Compañía, los desafíos que enfrentan durante el desarrollo de los trabajos programados, la solución de las fallas imprevistas y la ejecución de proyectos que permitan atender la creciente demanda de la población y del sector; una gestión que es fundamental para iluminar diariamente los hogares y espacios públicos de las zonas donde opera.

“La serie web “Aquí Estamos” es un tributo a quienes con esmero ejercen esta compleja labor y sortean situaciones de riesgo para proporcionarnos energía para la vida. Con este nuevo formato queremos que los ciudadanos conozcan de primera mano a este grupo de héroes, personas que hacen un trabajo extraordinario”, explicó Francesco Bertoli, gerente general de Enel-Codensa.

Cada capítulo tiene una duración aproximada de seis minutos y se podrán visualizar a través del canal de YouTube de Enel-Codensa https://bit.ly/3EUOw9g. El primer capítulo está disponible a partir de hoy y los demás episodios podrán disfrutarse en enero de 2022.

¿Qué se podrá ver en “Aquí Estamos”?

Por medio de secuencias cronológicas, los narradores de cada historia exponen las situaciones cotidianas a las que se enfrentan, así como las particularidades de cada zona. De esta forma, los primeros dos capítulos están enfocados en Bogotá, arrancando con la contextualización de la importancia de la energía, la explicación de cómo está organizada la operación y cómo funciona el Centro de Control, y la exposición de algunos retos como lo son trabajar en adversas condiciones climáticas.

Por su parte, el tercer episodio muestra la construcción de un nuevo circuito en La Peña, Cundinamarca, y todas las dificultades del terreno que el equipo debe sortear para lograr acceder al mismo.

La serie finaliza con el episodio cuatro donde se conoce la historia de un operario dedicado a atender emergencias en el municipio de Villeta y quien se dirige a una vereda alejada para reparar un transformador.

“La serie web es muy valiosa porque los ciudadanos podrán conocer el trasfondo y la dinámica de la operación de Enel-Codensa, así como el esfuerzo del equipo de trabajo que interviene en esta cadena de valor. Visualmente es un producto impactante, pero más allá de la maquinaria y tecnología que se evidencia, es importante reconocer que las actividades son realizadas por personas conscientes de la importancia de garantizar la calidad del servicio, pues al final también son clientes y eso le da sentido a todo lo que hacen”, manifestó Marco Fidel Suárez, jefe de la zona Occidental Norte de la Unidad Territorial Rural de Enel-Codensa y participante de “Aquí Estamos”.

La serie web fue realizada por la productora audiovisual BMC TV, bajo la coordinación de la Unidad de Comunicaciones Digitales de la Gerencia de Comunicaciones de Enel en Colombia.

Adicionalmente, contó con la participación de aproximadamente 20 trabajadores de las áreas de Infraestructura y Redes Colombia, Área Operativa Regional, Unidad Territorial Rural, Unidad Territorial Metropolitana, Operación y Mantenimiento, y el Departamento Centro de Control de alta y media tensión.

El Plan de Inversiones del Grupo Ecopetrol (GE) para 2022, aprobado por la Junta Directiva, está orientado al crecimiento de la producción en el marco de la estrategia de transición energética y la continuidad del Plan Estratégico 2030 de Interconexión Eléctrica S.A. (ISA).

9 de diciembre de 2021.   Ecopetrol S.A. informó que su Junta Directiva aprobó el plan de inversiones orgánicas para el Grupo con un monto estimado entre 4.800 millones y 5.800 millones de dólares para el 2022.

El plan para el negocio de petróleo y gas busca el crecimiento rentable de la producción en el marco de la estrategia de transición energética. El plan fue construido con una expectativa de precio Brent de USD 63 por barril en promedio para 2022 y un precio de equilibrio (breakeven) de caja cercano a los USD 36 por barril.

Cerca del 70% de la inversión se seguirá destinando a proyectos en Colombia, mientras que el 30% restante a inversiones en Estados Unidos (14%), Brasil (8%), Perú (5%) y Chile (3%).

El plan para el nuevo segmento de transmisión de electricidad y vías asegura la continuidad del Plan Estratégico 2030 de ISA, incorporando inversiones cercanas a los USD 1.100 millones, los cuales se desarrollarán en Brasil (30%), Colombia (28%), Perú (24%) y Chile (18%).

En el segmento de exploración y producción, las inversiones aspiran alcanzar niveles de producción orgánica entre 700 y 705 mil barriles de petróleo equivalentes por día (81% petróleo y 19% gas), y estarán enfocadas en tecnologías de recobro mejorado y protección de la curva básica para compensar la declinación natural de los campos.

Así mismo, entre 2022 y 2024 se perforarán alrededor de 1.800 pozos de desarrollo y se prevé la perforación de 24 pozos exploratorios en 2022, ubicados en las cuencas de Llanos Orientales, Valle Medio del Magdalena, Valle Inferior del Magdalena, Sinú-San Jacinto, Putumayo, Piedemonte y Caribe costa afuera.

En materia de Yacimientos No Convencionales, se prevén inversiones superiores a USD 700 millones para continuar con el crecimiento de las actividades de producción en la cuenca Permian en Texas, Estados Unidos, y se ejecutarán inversiones por USD 20 millones en los Proyectos Piloto de Investigación Integral Kalé y Platero ubicados en el Valle Medio del Magdalena.

Las inversiones en el segmento de transporte corresponden al 6% del total del plan para 2022, concentrándose principalmente en proyectos de integridad y confiabilidad de la infraestructura desarrollados por Cenit, Ocensa, ODC y ODL. Los volúmenes transportados se estiman por encima de un millón de barriles diarios, en línea con las expectativas de producción del país y la demanda de productos refinados.

Las inversiones en el segmento de refinación tendrán una participación del 8% del total estimado para 2022, y seguirán enfocadas en el aseguramiento de la confiabilidad y sostenibilidad de la operación de las refinerías de Barrancabermeja y Cartagena. La carga conjunta esperada de las refinerías estará entre 340 y 360 mil barriles por día. Se resalta el desarrollo de los proyectos de la planta de tratamiento de aguas residuales en la refinería de Barrancabermeja y la interconexión de la unidad de crudo original de la refinería de Cartagena con la nueva refinería.

El plan tiene un foco claro en soportar la estrategia de transición energética, incluyendo la incorporación de fuentes de energía renovable que se ubica entre 400 MW y 450 MW a 2024, fortaleciendo los programas de inversión socioambiental, la profundización de la transformación digital y aceleración del desarrollo e implementación de tecnologías para optimizar la operación en toda la cadena.

El plan de inversiones para 2022 se financiará con recursos propios y no requerirá de apalancamiento marginal, bajo un escenario de Brent de USD 63 por barril promedio para el año.

“El 2021 ha sido un año de resultados históricos para la Compañía donde hemos logrado consolidar la visión de un nuevo Grupo Ecopetrol, robustecido para aprovechar las oportunidades de transición energética. El plan de inversiones para 2022 nos permitirá seguir creciendo, mientras generamos valor de forma sosTECnible a todos nuestros grupos de interés”, manifestó el presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón.

Mientras las estaciones mencionan problemas de abastecimiento en la planta de Puente Aranda, Ecopetrol manifiesta que las refinerías y los poliductos trabajan a plena capacidad.

7 de diciembre de 2021.   Al tiempo que se encendían las luces de Navidad también se prendían las alarmas de un posible desabastecimiento de combustibles líquidos en el centro del país. La Federación Nacional de Distribuidores de Combustibles y Energéticos (Fenidpetróleo) señaló que, al hacerle seguimiento a las estaciones de servicio, se “ha evidenciado desabastecimiento de combustibles.”

En un comunicado a la opinión púbica, el gremio distribuidor señala que “se han reportado largas filas en las últimas horas en la planta de Puente Aranda en Bogotá, debido al despacho de combustible en bajas cantidades y de manera intermitente, jornadas interminables para los conductores de carrotanques que prestan los servicios de transporte a las EDS…. Esto ha generado dificultades para el acceso de los ciudadanos al combustible en diferentes estaciones de la ciudad.”

De acuerdo con Fendipetróleo Nacional, “es importante garantizar el suministro de combustibles por parte de Ecopetrol a las plantas mayoristas, y que estás a su vez puedan dar celeridad para que más estaciones de servicio no se vean afectadas.”

Por su parte, Ecopetrol y Cenit, en un comunicado conjunto señalaron que “en las estaciones de Puente Aranda, Mansilla y Tocancipá, que abastecen a Bogotá y otras zonas del centro del país, hay combustibles suficientes para entregar a los mayoristas.”

Y agregan que “las refinerías y los sistemas de transporte de combustibles operan a plena capacidad en el país, luego de completarse el mantenimiento de una de las unidades en la refinería de Barrancabermeja y la intervención a uno de los poliductos que llega al centro del país.”

De acuerdo con la petrolera de mayoría estatal, la demanda de gasolina y diésel ha registrado niveles muy altos con respecto al trimestre anterior, como consecuencia de la reactivación económica y de un elevado consumo en zonas de frontera.

Según estimaciones, el aumento de la demanda de diésel y gasolina es del orden del 15% frente al consumo de 2019, es decir antes de la pandemia de la Covid-19.

Así mismo, Ecopetrol señaló que en los puertos de la costa Atlántica se cuenta con volúmenes de productos para reforzar el abastecimiento. “Los diferentes agentes trabajan en ajustes a la logística de transporte para aumentar el despacho de combustibles desde esa zona del país hacia el interior por medio de carrotanques.”

Justamente, Álvaro Younes, presidente de la Federación Colombiana de Distribuidores Minoristas de Derivados Líquidos del Petróleo y otros Energéticos (Fedispetrol), señaló que otro de los problemas es que no hay conexión por poliducto entre las dos refinerías, la de Cartagena y la de Barrancabermeja, lo que obliga a transportar los combustibles por carretera, con los consiguientes problemas de mayores costos, mayor evaporación del producto y mayor riesgo; además de que no es sostenible ese manejo en grandes cantidades.

Finalmente, Fendipetróleo demandó del gobierno “que la Dirección de Hidrocarburos del Ministerio de Minas y Energía informe oportunamente a la opinión pública la verdadera situación de crisis que se está viviendo en estos momentos en la región centro del país, producto del desabastecimiento en las plantas mayoristas.”

La actual situación desnuda una vez más la fragilidad del sistema de abastecimiento de combustibles en el país. En el paro nacional de comienzos de año, el sur del país tuvo dificultades por falta de capacidad de almacenamiento y la planta de Yumbo estuvo asediada durante varios días por manifestantes que amenazaron con incendiarla.

Con una asistencia de un centenar de personas de forma presencial, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) realizó este primero de diciembre la Audiencia de Presentación de Propuestas del cuarto ciclo de la Ronda Colombia 2021.

30 de noviembre de 2021.   Parex Resources fue la estrella en la audiencia de presentación de propuestas del cuarto ciclo del Proceso Permanente de Asignación de Áreas Colombia 2021 (PPAA) que instauró el gobierno Duque, y donde estaban habilitadas 17 compañías, que se adhirieron a un nuevo esquema contractual y a un nuevo mapa de tierras elaborados por la ANH.

Parex Resources presentó ofertas por 18 de las 30 áreas que fueron propuestas. Recordemos que en total había 53 áreas, 28 ofertadas por la ANH y 25 propuestas directamente por las compañías petroleras.

Finalmente, de las 25 propuestas se presentaron 24 ofertas (CNE Oil and Gas no presentó oferta por su área propuesta), mientras que de las 28 ofrecidas por la entidad estatal solo se presentaron propuestas por seis áreas. El 16 de diciembre se recibirán las contraofertas, pero en caso de que no haya, las áreas quedarán adjudicadas a los proponentes.

Entre los 28 pozos exploratorios y la adquisición de sísmica para las áreas ofertadas para Evaluación Técnica se ofreció una inversión mínima de 148,5 millones de dólares, que se suman a los 3.650 millones de dólares que la industria ha comprometido en los 39 contratos anteriores que este Gobierno ha adjudicado.

Las áreas por las que hubo propuestas están ubicadas en las cuencas Valle Superior, Medio e Inferior del Magdalena, Cordillera Oriental, Sinú San Jacinto y Llanos, siendo Casanare y Meta los departamentos con mayor presencia de bloques.

Además de Parex, las otras empresas que fueron adjudicadas son: Ecopetrol, con 4 áreas; Lewis Energy con 3; CNE Oil & Gas, con 2; y Frontera Energy, Hocol y Maurel & Prom, cada una con un área propuesta.

Con este ciclo se da por terminada la adjudicación de áreas petroleras durante este gobierno, al haber adjudicado un total de 69 áreas y superar la meta de 50 que se había propuesto en el Plan de Desarrollo.

Al térmico de la audiencia, el ministro de Minas y Energía Diego Mesa señaló que “la reactivación del sector de hidrocarburos colombiano es una realidad. Cuando empezamos este Gobierno teníamos cerca de cinco años sin firmar un solo contrato y hoy tenemos 39 de exploración y producción firmados, más los 30 por los que se presentaron propuestas hoy, gracias al proceso liderado por el Ministerio y la ANH.”

Por su parte, Armando Zamora, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, dijo que «la Ronda Colombia 2021 mostró las bondades del proceso y le dio la oportunidad a las empresas de elegir áreas y poder conocer la oferta de la ANH en regiones poco exploradas. Esto también demuestra la confianza del sector en Colombia, que tiene un marco regulatorio atractivo y seguro.”

Parex Resource produce actualmente 50 mil barriles diarios de petróleo, principalmente en los Llanos Orientales y algo en el Valle Inferior del Magdalena y Arauca. De acuerdo con Daniel Ferreira, presidente y country manager en Colombia, la compañía invertirá este año entre 250 y 300 millones de dólares y en 2022 entre 400 y 450 millones de dólares.  

En los hechos relevantes se destaca la firma del contrato de compraventa para la adquisición de Rialma III, operación con la que el GEB continuó su plan de expansión en Brasil. El GEB continuó con el proceso de consultas previas para el proyecto Colectora, al protocolizar 113 de 224 acuerdos con comunidades étnicas.
30 de noviembre de 2021:   El Grupo Energía Bogotá (GEB) reportó favorables resultados financieros, operacionales y sostenibles en el tercer trimestre del 2021, producto del buen desempeño de sus líneas de negocio en distribución de gas y transmisión de energía eléctrica.

Los ingresos llegaron a $1,4 billones, un incremento del 12% frente al mismo periodo del 2020, por los mejores resultados en distribución de gas natural en Perú, y distribución y transmisión de energía eléctrica. Los ingresos acumulados en los nueve meses del año alcanzaron los cuatro billones de pesos, con un aumento del 6,4%.
La utilidad neta consolidada del periodo fue de $746.229 millones con un incremento de 47,7%, y la acumulada a septiembre de este año ascendió a dos billones de pesos, lo que representa un incremento de 11,2%.

Por su parte, el Ebitda consolidado ajustado pasó de $607.085 millones a $1,3 billones, con un aumento del 107,2%. Este resultado corresponde en 51,8% a las empresas controladas, y el 48,2% a los dividendos extraordinarios decretados por Emgesa y Codensa y al pago de dividendos del Consorcio Transmantaro (CTM), en Perú, sobre las utilidades acumuladas de años anteriores. 

El Ebitda consolidado ajustado acumulado a septiembre de este año totalizó $3,8 billones, 25,3% más frente al cierre del año anterior, reflejando la mayor distribución de dividendos de Emgesa y Codensa.

Por otra parte, Fitch Ratings afirmó la calificación crediticia del Grupo en BBB (internacional) por encima de la calificación soberana, y AAA (local), ambas con perspectiva estable. Igualmente, Moody’s reafirmó la calificación crediticia del GEB en Baa2 (internacional) actualizando la perspectiva de negativa a estable. 

Entre otros hechos destacados del trimestre está el avance de la estrategia de crecimiento en Brasil con la firma del contrato para la adquisición de Rialma III, a través de Argo, en la que el GEB tiene el 50% de la participación accionaria. La concesión se encuentra en los estados de Piauí, Pernambuco y Ceará, y tiene a su cargo la construcción y operación de 322 kilómetros de líneas de transmisión de 500kv. 

Crecimiento en Brasil y Dow Jones
El presidente del GEB, Juan Ricardo Ortega, dijo que los positivos resultados financieros de este periodo se presentan en medio de un panorama de optimismo por las recientes cifras del DANE sobre el crecimiento económico del 13,2%, en el tercer trimestre del año, lo que demuestra la senda de recuperación en que entró la economía colombiana, dejando atrás los difíciles momentos registrados en 2020 por el impacto de la Covid-19. 

Así mismo destacó la inversión en Brasil y sostuvo que “contribuye al cumplimiento de las metas del Plan Estratégico Corporativo de la compañía, en uno de los mercados más atractivos para el sector de transmisión de energía eléctrica como Brasil, que tiene en operación más de 162.000 kilómetros de líneas de transmisión”.
Otro hecho sobresaliente fue el reciente ingreso al Dow Jones Sustainability Index (DJSI), el índice de sostenibilidad más reconocido a nivel internacional, en el que logró la más alta calificación desde la primera participación en 2011.

Este año, el Grupo se ubicó en el cuarto lugar a nivel mundial de la industria de gas y utilities, fue incluido en el DJSI de Mercados Emergentes y el del MILA (Mercado Integrado Latinoamericano), por su alto desempeño en aspectos sociales, ambientales, económicos y de gobierno corporativo.

El GEB logró la más alta calificación de la industria en materialidad, gestión del riesgo, reporte social y ambiental, sistemas de gestión ambiental y relacionamiento con grupos de interés. Así mismo, se destacó en áreas como innovación, desarrollo del capital humano, gestión de la cadena de suministro, biodiversidad y estrategia climática.  

Ortega señaló que es un orgullo hacer parte del DJSI. “Este índice refleja el compromiso del Grupo en el desarrollo de sus operaciones de manera responsable ambiental y socialmente, y por hacer de la sostenibilidad su estrategia de negocio y su propósito superior de mejorar vidas con energía sostenible y competitiva”.

Adicionalmente, en factores ambientales, sociales y de gobierno corporativo (ASG), el GEB recibió el reconocimiento a las buenas prácticas de Desarrollo Sostenible del Pacto Global por el proyecto Aulas Solares Interactivas, que está mejorando la calidad de la educación de cerca de 5.000 estudiantes de instituciones públicas. La compañía entregó más de 2.500 computadores a la Secretaría de Educación del Distrito de Bogotá, para fortalecer el proceso educativo de estudiantes de 20 instituciones.

El GEB continuó con el proceso de consulta previa para el proyecto de transmisión Colectora y protocolizó 113 de 224 acuerdos con igual número de comunidades étnicas certificadas de los departamentos de La Guajira y Cesar.

Por su parte, Cálidda, líder de distribución de gas natural en Perú, realizó 64.340 nuevas conexiones, se construyeron más de 690 kilómetros de redes y fue reconocida por Perú Sostenible en la categoría de empresa grande por el programa de “Comedores Populares”.

A su vez, Trecsa, filial en Guatemala, obtuvo el primer lugar en el Comité Regional para Centroamérica y el Caribe por la implementación de un proyecto de conservación forestal y absorción de carbono a través del uso de drones en líneas de alta tensión.  

De otra parte, un tema que se conoció en los últimos días es la resolución 175 que expidió la semana pasada la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que hace una actualización tarifaria periódica en transporte de gas. El Grupo Energía Bogotá está en conversaciones con el gobierno, bajo el entendimiento de que en Colombia existe un principio de seguridad al inversionista y sus garantías a que se respeten las reglas de juego.

Fuente: GEB

La Contraloría General de la República confirmó, en segunda instancia, la decisión que en septiembre pasado declaró como responsables fiscales de irregularidades en Hidroituango a 26 personas, entre naturales y jurídicas.

29 de noviembre de 2021.   Para el ente de control, en este caso hubo una “destrucción del valor presente del proyecto en cuantía de 3,1 billones de pesos y se originó un lucro cesante de 1,1 billones”, por lo cual el monto del fallo es de 4,3 billones de pesos.

La sanción se genera por el daño al patrimonio del Estado causado por las mayores inversiones que se tuvieron que hacer en el proyecto, por un lado, y por el lucro cesante luego de que la hidroeléctrica no comenzó a generar energía a partir de noviembre de 2018, como se había comprometido.

Además de la confirmación de la sanción contra 26 personas, en grado de consulta se confirmó el fallo sin responsabilidad fiscal a favor del entonces alcalde de Medellín Aníbal Gaviria Correa y de Jorge Mario Pérez Gallón, miembro suplente en la junta directiva de Hidroituango.

Además, se revocó la decisión inicial de desvincular del proceso a la aseguradora Mapfre y por tanto fue declarada como tercero civilmente responsable, haciendo efectiva una póliza de construcción. También se confirmó la declaratoria como tercero civilmente responsable de Seguros Suramericana, haciendo efectiva una póliza de responsabilidad civil para directivos y administradores.

Loas pecados de Hidroituango

La Contraloría señaló que en Hidroituango se implementó un ‘plan de aceleración’ en medio del cual se tomaron decisiones que generaron la contingencia de 2018, cuando se derrumbó uno de los túneles de desviación que generó un riesgo ambiental y que hizo que debiera desviarse el agua del río Cauca a través de la casa de máquinas para evitar un daño mayor.

Por ese motivo, para el órgano de control, las acciones u omisiones de los sancionados conllevaron a un daño al patrimonio del Estado por las mayores inversiones injustificadas que se hicieron, «resultado de haber tomado decisiones improvisadas omitiendo el principio de planeación, y comprometiendo los recursos del erario sin tener en cuenta el deber que les asistía de mantener indemne el patrimonio público».

Las circunstancias que llevaron a la implementación de un plan de aceleración o planes de aceleración continuos se debieron a retrasos con los que venía la obra casi desde su comienzo.

Reacción de EPM

Inmediatamente salió el fallo de la Contraloría, Empresas Públicas de Medellín (EPM), responsable del proyecto, emitió un comunicado a la opinión pública, donde señala:

1. La Empresa conoció a través de los medios de comunicación el fallo de segunda instancia dentro del proceso de responsabilidad fiscal por el caso del Proyecto Hidroeléctrico Ituango.

2. EPM con su equipo técnico, jurídico, financiero y de riesgos estudiará el fallo, siempre bajo la premisa del respeto por las decisiones de los entes de control.

3. Una vez analizado, EPM implementará las acciones necesarias para mitigar los efectos que pueda producir en relación con el desarrollo del Proyecto Hidroeléctrico Ituango e informará al mercado sobre las implicaciones que la mencionada situación pueda causar en el desarrollo de éste y el proceso de ajuste del siniestro.

4. Es importante tener en cuenta que a la fecha el fallo no se encuentra en firme y ejecutoriado, razón por la cual los contratistas deben cumplir con las obligaciones contractuales que se encuentran vigentes en los diferentes contratos.

Los sancionados

Las 17 personas naturales que fueron sancionadas son los miembros de la junta directiva de Hidroituango: Federico José Restrepo Posada, Juan Esteban Calle Restrepo (exgerente de EPM), Alejandro Antonio Granda Zapata, Fabio Alonso Salazar Jaramillo (exalcalde de Medellín), Álvaro Julián Villegas Moreno, Sergio Betancur Palacio, Álvaro de Jesús Vásquez Osorio, Ana Cristina Moreno Palacios, Iván Mauricio Pérez Salazar, María Eugenia Ramos Villa, Rafael Andrés Nanclares Ospina, Jesús Arturo Aristizábal Guevara y Sergio Fajardo Valderrama (exgobernador de Antioquia).

Del mismo modo, los exgerentes de Hidroituango Luis Guillermo Gómez Atehortúa y John Alberto Maya Salazar.

Así como Luis Alfredo Ramos, sancionado como exgobernador de Antioquia, y Luis Javier Vélez Duque, quien para entonces era gerente de EPM-Ituango y vicepresidente de proyectos de generación de energía de EPM.

De otro lado, las sociedades sancionadas son: como diseñadores y asesores, Integral S. A. e Integral Ingeniería de Supervisión que absorbió a la empresa Solingral.

También los constructores de las obras principales: Construcoes E Comercio Camargo Correa, Constructora Conconcreto y Coninsa Ramón H. S. A.

Así como los constructores de los túneles de desviación Ferrovial Agroman Chile y Sainc Ingenieros Constructores.

Por último, los interventores: Ingenieros Consultores Civiles y Eléctricos S. A. Ingetec, y Sedic S. A.