Categoría: Industria

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.

Las nuevas reglas buscan una mayor concurrencia de usuarios autogeneradores y generadores distribuidos, y mayor transparencia en la asignación de conexiones.

22 de noviembre de 2021.   La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) expidió la Resolución 174 de 2021, la cual actualiza las reglas de autogeneración a pequeña escala y generación distribuida, agilizando y aclarando así los aspectos operativos y comerciales en los procesos de conexión a la red. Los autogeneradores pueden ser usuarios domiciliarios, comerciales e industriales, ubicados en entornos rurales o urbanos.

Por su parte, la Resolución permite que un generador distribuido (aquella empresa de servicios públicos que se dedique exclusivamente a la actividad de generación de energía) podrá tener una capacidad nominal instalada de hasta menos de 1 MW. Esto con el fin de incentivar este tipo de generadores.

Las nuevas reglas buscan una mayor concurrencia de usuarios autogeneradores y generadores distribuidos, y mayor transparencia en la asignación de conexiones.

Los usuarios seguirán con la posibilidad de convertirse en autogeneradores de energía, acudiendo a fuentes no convencionales y renovables como la energía solar fotovoltaica, hidráulica y eólica, entre otras.

De acuerdo con la nueva normativa, si un usuario que genera su propia energía desea proveer los excedentes al Sistema Interconectado Nacional, debe cumplir con una serie de pasos divididos en etapas, que van desde la entrega de la documentación, la revisión técnica de la misma y la solicitud de entrada en operación.

Los pasos son de fácil seguimiento, el cual se hará inicialmente a través de un sistema de trámite en línea en la página web de la empresa de energía operadora de red, y posteriormente, a través de una ventanilla única administrada por la UPME.

Si en cualquier momento un usuario produce excedentes de energía que sobrepasen su consumo, los puede entregar a la red para para que sean contabilizados y utilizados para cubrir parte de su consumo en la factura, es decir, para reflejar un menor costo de facturación por la energía consumida.

En caso que los excedentes contabilizados en un mes o periodo de facturación sobrepasen el consumo en el mismo mes o periodo, los excedentes también serán pagados por el agente comercializador que los atiende.

El parque térmico colombiano brinda la confiabilidad y firmeza para asegurar el suministro eléctrico ante la creciente demanda de energía. No obstante, la Resolución 133 de la CREG pone en riesgo no solo el funcionamiento del mercado eléctrico sino la permanencia de las plantas de generación existentes.

18 de noviembre de 2021.  Hidroituango tiene en vilo al sector energético colombiano; especialmente ahora que la demanda de energía viene creciendo por la reactivación del sector productivo. Efectivamente, en los primeros diez meses del año la demanda de electricidad creció 5,3%.

Si se cumplen los anuncios de EPM e Ituango entra a generar el próximo año, habría capacidad suficiente para cubrir la demanda; de lo contrario, comenzaría a verse un déficit con respecto a los estimativos de la UPME. Así lo advierte Alejandro Castañeda, director Ejecutivo de la Asociación Nacional de Empresas Generadoras (ANDEG).

“Tendríamos un déficit de energía firme para los años 2024, 2025 y 2026”, señala el dirigente gremial y sostiene que el Gobierno debe diseñar de inmediato una subasta de Cargo por Confiabilidad; sobre todo en estos momentos en que los proyectos térmicos han ampliado su plazo de construcción de 16 a entre 24 y 28 meses, debido a los desajustes que atraviesa la logística mundial para entregar equipos.

La situación tiende a agravarse con una reciente Resolución de la Comisión de Energía y Gas (CREG), que pretende cambiar las reglas para remunerar a las plantas de Cargo por Confiabilidad.

En ese contexto, ANDEG resalta la inconveniencia de la propuesta normativa contenida en la Resolución CREG 133 de 2021, dado que pone en riesgo no solo el funcionamiento del mercado eléctrico sino la permanencia de las plantas de generación existentes, al plantear una modificación al esquema del Cargo por Confiabilidad que afecta la predictibilidad en las señales de inversión, con lo que, bajo el concepto de “esquema competitivo para asignación de obligaciones de energía firme a plantas existentes” se pretende hacer un concurso que pone en riesgo la confiabilidad del sistema, ya que para el caso de plantas existentes, que no cuentan con ingresos adicionales al Cargo por Confiabilidad, se motivaría una salida anticipada de plantas, poniendo en riesgo el suministro de energía en Colombia.

Adicionalmente, señala el gremio, la propuesta regulatoria, que no cuenta con análisis de impacto regulatorio, afectaría a la cadena de abastecimiento de combustibles en el contexto del desarrollo de contratos de largo plazo, reduciendo, por ejemplo, el mercado de gas natural, lo que se traduce en un desincentivo a la inversión en el mercado de energía en Colombia.

“No es coherente que por un lado el Gobierno Nacional presente al sector térmico como el plan B para brindar el respaldo y confiabilidad al sistema, y por otro lado esté en consulta una resolución de la CREG con la cual se pone en riesgo la sostenibilidad de las plantas en el corto y el mediano plazo, al plantear esquemas que van a subremunerar a las plantas de generación existentes, haciéndolas financieramente inviables y forzándolas a salir del mercado. Esto significa que van a arriesgar la confiabilidad del sistema en una ruleta sin tener en cuenta el riesgo de desabastecimiento eléctrico”, resalta Castañeda.

La propuesta del gremio

Frente a lo anterior, ANDEG propone llevar a cabo un completo análisis costo – beneficio y de impacto regulatorio de la propuesta normativa, considerando escenarios energéticos, de formación de precios de energía, y sus efectos sobre la cadena de electricidad y gas natural.

“Es muy importante revisar la propuesta en el marco del balance del mercado de energía del país, asegurando una discusión regulatoria integral, considerando la confiabilidad, la calidad y la continuidad en la prestación del servicio de energía en Colombia, teniendo en cuenta las señales de inversión. Todo esto en línea con los estudios incluidos en la hoja de ruta de la Misión de Transformación Energética, que contribuyan a la reactivación económica en el contexto de la sostenibilidad de la cadena y atendiendo a las necesidades que la actual coyuntura presenta, donde el parque térmico es el plan B para asegurar la energía que el país necesita”,  concluye Castañeda.

Finalmente, cabe señalar que en lo corrido de 2021 las térmicas han aportado cerca del 17% de la generación de electricidad y han contribuido a dinamizar el mercado de combustibles, pues consumen el 20% del gas natural y 170.000 toneladas de carbón al mes.

Durante la instalación de la IV Cumbre del Petróleo y Gas, Reactivación socioeconómica: un compromiso nacional, organizada por el Comité Gremial Petrolero (CGP), el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa Puyo, destacó que el sector energético es un motor de la reactivación nacional y expuso las principales políticas y medidas que están impulsando.

17 de noviembre de 2021.   El Comité Gremial Petrolero (CGP) inauguró la IV Cumbre del Petróleo y Gas, Reactivación socioeconómica: un compromiso nacional, el evento más importante del sector hidrocarburos  en Colombia, que reúne a los principales actores de la industria, que se lleva a cabo de manera virtual del 16 al 19 de noviembre.

Durante el acto de instalación, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa Puyo, habló de los ejes estratégicos del país en hidrocarburos y resaltó la asignación de nuevos proyectos. Explicó que, en lo que va corrido de este Gobierno, Colombia tiene 39 nuevos contratos los cuales alcanzan una inversión de aproximadamente $3,6 billones en asignaciones directas.

Además, en la Ronda Colombia 2021 se ofertarán 28 áreas por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), y por parte de las compañías se recibieron nominaciones por otras 25 áreas. 

“La reactivación sostenible de Colombia avanza de la mano del sector hidrocarburos, generando beneficios y aportando al cierre de brechas en las regiones del país. Este es un sector fundamental, no solo para la economía nacional por sus aportes económicos a las finanzas del país, sino también por su papel para garantizar la seguridad energética nacional”, señaló el Ministro.

Adicionalmente, manifestó que el sector le seguirá apostando a los compromisos en materia de lucha contra el cambio climático y transición energética, al ser una de las principales banderas del Gobierno nacional.

Sobre el desempeño de la industria, tras la afectación por la propagación del COVID-19, así como por la caída de precios del petróleo y el paro nacional, indicó que“este ha demostrado ser un sector resiliente, que ha venido recuperándose para seguir llevando desarrollo y oportunidades a todo el territorio«.

Actualmente, la producción de petróleo es de 734 mil barriles promedio día, los taladros activos de perforación y workover alcanzaron los 129 equipos en octubre, con tendencia al alza, y una cotización Brent promedio de noviembre por encima de los 80 dólares.

Por su parte, Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de Campetrol, manifestó que las empresas de exploración y producción, así como las de bienes y servicios, han respondido con diversas acciones para superar uno de los periodos más retadores a nivel económico, social y operacional de la historia. 

“Debemos aprovechar la oportunidad de generar más recursos para las finanzas del Estado y contribuir positivamente a financiar los programas sociales del Gobierno nacional y los gobiernos regionales. Esto incluye retos en los temas ambientales, inclusión social, encadenamientos productivos y aprovechamiento de nuevos recursos como los de Costa Afuera, aumento de factor de recobro y los Yacimientos No Convencionales”, señaló

Castañeda reiteró que desde la industria, y con el trabajo conjunto con el Gobierno y las regiones, se tiene el reto de impulsar el sector petrolero para remplazar anualmente los volúmenes de hidrocarburos producidos y garantizar la autosuficiencia en petróleo y gas para los próximos años.

Colombia y su rol en la transición energética

Mary Burce Warlick, directora ejecutiva adjunta de la Agencia Internacional de Energía (IEA), quién también hizo parte de la sesión de instalación de la Cumbre, aplaudió los esfuerzos de Colombia como país líder en la transición energética y aseguró que el sector de hidrocarburos es un aliado clave para la reactivación.

Señaló que las estrategias de transición de las empresas de petróleo y gas incluyen una amplia gama de enfoques y los compromisos de proyectos para 2021 apuntan a que una participación de la inversión de capital en energía limpia aumentará a más del 4% anual.

La directora adjunta de la IEA concluyó que “está surgiendo una nueva economía energética mundial”, y que la industria del petróleo y el gas tienen un historial de innovación enorme, con la capacidad de abordar los aspectos más difíciles de la transición energética.

La Organización Terpel entró en el ranking de las empresas más admiradas del país, de acuerdo con la medición adelantada por Cifras y Conceptos.

11 de noviembre de 2021.   La firma Cifras y Conceptos entregó los resultados de la décima tercera medición del Panel de Opinión que mide la percepción que tienen los diferentes líderes de opinión del país en temas políticos, económicos y sociales. En esta oportunidad, la Organización Terpel fue reconocida como una de las 25 empresas más admiradas en el último año.

Esta es la primera vez que Terpel es destacada en esta encuesta, considerada como una de las más prestigiosas del país. El estudio, realizado entre julio y octubre de 2021, consultó a 1.544 expertos de la academia, concejales, senadores, presidentes, vicepresidentes, miembros de juntas directivas, y directores de medios que orientan el clima de opinión en el país, tienen capacidad de prospectiva e influyen en los asuntos políticos y temas de la agenda nacional.

“Estamos muy honrados de que los líderes de opinión del país nos otorguen este reconocimiento. Es un resultado de nuestro compromiso como aliados del país y la convicción de todo el equipo Terpel de alinearse con las necesidades más relevantes del entorno, cuidar el medio ambiente y siempre buscar el bienestar y el desarrollo de las regiones y las comunidades en donde estamos presentes”, afirmó Daniel Perea, vicepresidente de Asuntos Corporativos.

Este reconocimiento se suma a los recientes resultados de Merco, donde la compañía ocupó el puesto número 25 entre las empresas con mejor reputación de Colombia.

Fuente: Terpel

Los transformadores EconiQ ecoeficientes se crearon sobre la base de metodologías científicas para la transparencia y la reducción de las emisiones de carbono a lo largo del ciclo de vida.

10 de noviembre de 2021.   Hitachi Energy anunció la incorporación del portafolio de transformadores EconiQ™, reforzando su propósito: ‘Promoviendo un futuro energético sostenible para todos’.

Ecoeficientes por diseño y basados ​​en metodologías científicas para la transparencia, los transformadores EconiQ son una prueba más de la tecnología global y el compromiso como líder del mercado con la neutralidad de carbono, un objetivo establecido en  su plan estratégico “Sostenibilidad 2030”.

Los transformadores son fundamentales para permitir un flujo de electricidad eficiente y seguro mediante la adaptación de los niveles de voltaje. Desde la generación hasta el consumo final, la electricidad pasa, en promedio, por cuatro a cinco transformadores; en este proceso, se estima que los transformadores consumen casi el cinco por ciento de la electricidad generada en términos de pérdidas de calor.

Los transformadores EconiQ aportan valor ambiental adicional en las áreas de descarbonización, mayor seguridad para las personas, protección de los ecosistemas y uso responsable de los recursos a lo largo del ciclo de vida del transformador.

Los transformadores EconiQ de Hitachi Energy tienen la co-creación en su corazón. Los transformadores se adaptarán en función de los requisitos de sostenibilidad específicos del cliente y utilizarán metodologías científicas comprobadas, como el análisis del ciclo de vida medioambiental.

Por ejemplo, se espera que uno de los transformadores EconiQ, de rango de tensión 115/21 kilovoltios (KV), y una potencia de 40 megavoltios-amperios (MVA), reduzca las emisiones de carbono en aproximadamente un 23 por ciento durante su ciclo de vida, al tiempo que reduce la eutrofización y la toxicidad del agua, los cuales tienen un impacto alrededor del 15 por ciento. También eliminaría los posibles impactos ambientales relacionados con los casos esporádicos de fugas de aceite mineral.

“Resolver la urgencia de la transición energética global requiere colaboración e innovación”, dijo Bruno Melles, director del negocio de Transformadores en Hitachi Energy”. Continuó: «Estoy entusiasmado con la creación de soluciones de sostenibilidad junto a nuestros clientes, y nuestros transformadores EconiQ™ están ayudando directamente a acelerar el viaje hacia un futuro energético sostenible para todos».

Los transformadores EconiQ se han desarrollado utilizando principios de diseño ecológico para maximizar la sostenibilidad durante el ciclo de vida. Dentro de los diseños, se optimizan aún más aspectos clave como la mejora de la eficiencia energética y el uso responsable de los materiales a través de procesos como el reciclaje y la eliminación de residuos.

El uso de fluidos aislantes biodegradables con puntos de inflamación y fuego más altos, ayuda a proteger los ecosistemas circundantes del riesgo de contaminación y aumenta la seguridad de las personas. En la primera fase, los transformadores EconiQ estarán disponibles para aplicaciones inmersas en líquido aislante.

Los transformadores se fabrican con electricidad libre de fósiles en las fábricas de Hitachi Energy. La empresa ha establecido objetivos en su plan de Sostenibilidad 2030 para convertirse en carbono neutral en sus propias operaciones y espera alcanzar el objetivo del primer paso: lograr electricidad 100 por ciento libre de fósiles en sus propias operaciones para 2022.

Gracias a la adquisición de ISA, a los buenos pecios internacionales del crudo y a una TRM alta, el Grupo Ecopetrol obtuvo a septiembre utilidades por $10,6 billones (6.3 veces la generada en todo el 2020).

9 de noviembre de 2021.               Con la adquisición del 51,4% de las acciones de Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), Ecopetrol se convierte hoy en el mayor Grupo integral de energía en América Latina, con presencia no solo en Colombia, sino en Chile, Argentina, Bolivia, Brasil, Perú, Centroamérica, México y Estrados Unidos.

Así, actuando por primera vez como grupo ampliado, el Grupo Ecopetrol obtuvo en ele tercer trimestre de 2021 los mejores resultados de las última década.

Durante este trimestre se entregaron resultados récord, con un ingreso consolidado de 23,3 billones de pesos, una utilidad neta de $3,8 billones y un EBITDA de $10,4 billones (margen EBITDA de 44%).

“En los primeros nueve meses del año, nuestro ingreso consolidado ascendió a $60 billones, la utilidad neta a $10,6 billones (6.3 veces la utilidad neta generada en todo el 2020) y el EBITDA a $28 billones (margen EBITDA de 47%)”, indicó Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

En el frente comercial se destaca la mejora en el precio de venta de la canasta de crudos de la compañía de mayoría estatal, la cual pasó de 38,4 dólares por barril (USD/Bl) en el tercer trimestre de 2020 a 68 USD/Bl en el tercer trimestre de 2021.

En exploración, se destaca la reciente hallazgo de petróleo y gas en el pozo Liria YW12 (Aguazul, Casanare), el cual probó la presencia de hidrocarburos en una nueva estructura cerca de un campo de producción, siendo un hito de la actividad exploratoria en el Piedemonte Llanero. Con esto, Ecopetrol y sus socios completaron 10 pozos exploratorios durante los primeros nueve meses del año, superando la meta establecida de 9 pozos para el 2021. Por su parte, la producción acumulada de los activos exploratorios alcanzó más de 1,2 millones de barriules de petróleo equivalentes (bpe) al cierre del tercer trimestre de 2021 (4,517 bped promedio), donde el 67% de la producción correspondió a petróleo y el 33% a gas natural.

En el tercer trimestre la producción del Grupo Ecopetrol se ubicó en 683.600 bped, un crecimiento del 3,5% frente al segundo trimestre del año. Dentro de los hitos relevantes del trimestre se destacan: i) la estabilización completa de la producción en el campo Castilla, ii) la normalización en la producción previamente impactada por bloqueos asociados al orden público generados en el segundo trimestre del año, y iii) el aporte de los nuevos descubrimientos comerciales Flamencos-1 y Boranda.

La producción en el tercer trimestre de 2021 de gas natural y GLP tuvo un incremento del 3,5% frente al mismo periodo del año anterior, como resultado de mayores volúmenes de ventas de Ecopetrol, Hocol y el Permian (EEUU), asociados a la recuperación de la demanda. Durante el tercer trimestre la contribución de gas natural y GLP al total de la producción del Grupo fue del 20,6%, con un margen EBITDA combinado del 60%.

El segmento de refinación continuó con la tendencia positiva observada a lo largo del año, con una carga consolidada durante lo corrido del 2021 de 358.000 bd y un margen bruto integrado de 9,5 USD/Bl. Durante el tercer trimestre el segmento cerró con una carga de 353.800 bd y un margen bruto integrado de 9 USD/Bl.

En el nuevo segmento de transmisión de energía y vías (resultante de la adquisición de ISA), el cual solo consolida un mes de resultados en el trimestre, se destaca: i) en el negocio de energía, la entrada en operación de tres proyectos (en Chile, Brasil y Colombia), así como el otorgamiento de la licencia ambiental del proyecto UPME07-2017 Sabanalarga- Bolívar 500 kV en Colombia, y ii) en el negocio de vías, se avanzó en la construcción de ocho proyectos en Colombia y Chile, que sumarán 246 km a la red vial existente.

Finalmente, entre otros hitos relevantes del trimestre, se destacan la autorización por parte de la Superintendencia Financiera de Colombia del Programa de Emisión y Colocación de Acciones (PEC), el cual habilita a Ecopetrol, durante un plazo de cinco años prorrogables, para realizar una o varias ofertas simultáneas de acciones en el mercado local e internacional.

Así mismo, la realización de la primera operación de manejo de deuda por USD 2.000 millones, con el fin de refinanciar parcialmente el crédito desembolsado para apalancar la transacción de adquisición de ISA y así optimizar el perfil de vencimientos de la deuda del Grupo Ecopetrol.

Con la participación de expertos internacionales, Gobierno Nacional y representantes de las más importantes empresas del sector real y energético del país, se llevará a cabo  el 11 de noviembre de 2021, el II Foro Asoenergía 2021: “Mercados competitivos para la demanda: temas estructurales energía eléctrica y gas natural”.

9 de noviembre de 2021.   “Mercados competitivos para la demanda: temas estructurales energía eléctrica y gas natural”, será el tema central del II Foro virtual que realizará la Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía Industriales y Comerciales (Asoenergía), el 11 de noviembre, con el propósito de analizar las decisiones que se deben tomar en el país para tener un mejor tránsito en la transformación energética.

“En el II Foro Asoenergía 2021, queremos hacer un análisis y profundizar sobre las señales económicas y los esquemas de participación para una GID que aporte en la reactivación económica de la industria y del país. Este año nos enfocaremos en dos temas fundamentales de electricidad y gas natural”, aseguró Sandra Fonseca, directora Ejecutiva de Asoenergía.

El II Foro Asoenergía se dividirá en dos sesiones: una primera se desarrollará el jueves, desde las 8:30 de la mañana, con una agenda dedicada al gas natural. Y el mismo jueves once de noviembre, desde las 2:00 pm, con una agenda dedicada al mercado de energía eléctrica.

“En el II Foro de Asoenergía se dará una mirada a las estrategias para el desarrollo y la participación de la demanda en el mercado de energía eléctrica y gas natural, prioritarios en momentos donde el país definió una agenda de transformación energética, que impone nuevos retos no sólo para la oferta, sino también para la demanda”, destacó Fonseca.

La participación en el II Foro Asoenergía no tiene costo y las personas interesadas pueden inscribirse en la página web de la agremiación: www.asoenergia.com o en el siguiente enlace: https://www.crowdcast.io/e/ii-foro-asoenergia/1

Ecopetrol, la petrolera de mayoría estatal, informó que el pozo exploratorio Liria YW12, ubicado en el municipio de Aguazul, Casanare, confirmó la presencia de gas y petróleo liviano de 49 grados API.

8 de noviembre de 2021.   El pozo exploratorio es propiedad total de Ecopetrol y, según la empresa, marca el inicio de un nuevo campo de hidrocarburos en esta zona del piedemonte llanero.

Como parte de esta campaña, la empresa prevé perforar otro pozo delimitador en el área y, de ser exitoso, declarar la comercialidad en el corto plazo de un nuevo campo llamado Recetor West, mientras se avanza en la definición de la magnitud del hallazgo.

Al respecto, Luz Stella Murgas, presidente de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas), dijo que “con este hallazgo se confirma que Colombia tiene potencial de gas natural en el subsuelo continental. El Piedemonte Llanero es una zona rica en gas, donde estimamos que puede haber un potencial de recursos entre 3 y 10 terapies cúbicos, equivalente a multiplicar hasta por tres veces las reservas probadas actuales.

“El gas natural asegurará la transición energética en la medida que es un combustible limpio que dará confiabilidad al sistema ante la intermitencia de las energías renovables.

“Debemos concentrar nuestros esfuerzos en impulsar la exploración en áreas continentales y en el mar Caribe para contribuir a la descarbonización del sector transporte, industrias y la generación eléctrica.”