Categoría: Industria

Terpel repitió como la primera compañía privada en el segmento de empresas de distribución de hidrocarburos con mejor reputación. Además, en su primer año como presidente, Óscar Bravo ocupó la posición 56 del listado Merco Líderes 2021.

20 de octubre de 2021.   La más reciente publicación del Monitor Empresarial de Reputación Corporativa (Merco) reconoció a la Organización Terpel como la compañía privada con mejor reputación en el sector de petroleras y distribución de hidrocarburos. Terpel quedó ubicada en el puesto número 25 del ranking empresarial, avanzando 7 posiciones frente al año pasado.  

Por su parte, Oscar Bravo, el nuevo presidente de la compañía, ingresó en el ranking de líderes con mejor reputación en el país. En sus primeros diez meses en la presidencia, Bravo ocupó el puesto 56 de esta nueva edición consolidándose en este selecto grupo de empresarios.

“Este reconocimiento refleja el arduo trabajo y dedicación de todos los miembros del equipo Terpel para generarle al país experiencias memorables y ofrecerle productos de la más alta calidad. Estamos inmensamente agradecidos y orgullosos de que nuestra gestión sea reconocida en este ranking de referencia internacional”, afirmó Oscar Bravo.

Merco es un instrumento de evaluación reputacional lanzado en el 2000, que actualmente tiene presencia en once países. Es considerado como el único en el mundo que utiliza seis evaluaciones, 24 fuentes de información y entrevistas a más de 60.000 personas entre influenciadores, miembros del gobierno, líderes de opinión, catedráticos, medios de comunicación, clientes, ONG, sindicatos y analistas financieros entre otros grupos de interés. Sus ránking son auditados por la firma KPMG.

La empresa global de tecnología y mercado de redes eléctricas está comprometida con un futuro energético sostenible.

13 de octubre de 2021.   De acuerdo con lo informado en el 1 de julio pasado, la empresa mundial de tecnología anunció su evolución hacia Hitachi Energy. La empresa, antes llamada Hitachi ABB Power Grids, ha renovado su propósito de “avanzar hacia un futuro energético sostenible para todos”.

Desde su sede mundial en Zúrich, Suiza, Claudio Facchin, CEO de Hitachi Energy, comentó: “En Hitachi Energy promovemos la urgencia de la transición hacia energía limpia, a través de la innovación y la colaboración.  Hay muchos caminos hacia un futuro carbono neutral y para abordar este desafío global formamos equipos diversos, auténticos y apasionados por lo que hacen”. 

Y continuó: “Para 2050, la demanda global de electrificación mundial casi se duplicará y la electricidad será la columna vertebral de todo el sistema energético. En Hitachi Energy somos pioneros en muchas tecnologías necesarias para avanzar hacia un futuro energético sostenible. Cumplir la promesa de un futuro neutro en carbono exigirá pasión, confianza e innovación, y los beneficios serán para nuestra generación y las que vendrán.”

El sistema energético de carbono neutral estará altamente interconectado y el HVDC, tecnología comercial de la corriente continua de alto voltaje en que Hitachi fue pionera hace 60 años, es una de las tecnologías clave para la integración masiva de las fuentes de energía renovable y la internconexión confiable a lo largo de países, regiones y continentes.

Como líder del mercado en HVDC, Hitachi Energy está contribuyendo en muchas de estas interconexiones, como la recientemente anunciada adjudicación de la interconexión HVDC entre Arabia Saudita y Egipto, la primera interconexión a  gran escala entre el Medio Oriente y el Norte de África y el inicio de las operaciones de la interconexión del Mar del Norte, con 720 kilómetros, NSL es la interconexión submarina más larga del mundo que une a Noruega con el Reino Unido, permitiendo el intercambio de energía renovable entre países.

Para completar la interconexiones y satisfacer la creciente necesidad de flexibilidad del sistema eléctrico, Hitachi Energy también apoya a sus clientes con soluciones de última generación como microrredes y almacenamiento de energía. 

A través de su plan estratégico Sustainability 2030, Hitachi está abordando la urgencia de la transición energética mundial y ha establecido objetivos claros con foco en:  El Planeta, las Personas, la Paz y las Alianzas.

Hitachi Energy ha establecido metas para convertir a carbono neutral sus propias operaciones y espera cumplir la primera etapa al contar con electricidad 100% libre de combustibles fósiles en sus propias instalaciones para 2022.

El nombre de Hitachi Energy refleja la evolución del panorama energético y la oportunidad de crear valor económico, medioambiental y social. El nombre de la marca permite a la empresa posicionar efectivamente sus tecnologías y servicios pioneros para los clientes actuales y futuros, expandiéndose más allá de la red eléctrica, abriendo un abanico de oportunidades en ámbitos como la movilidad sostenible y la vida inteligente.

La compañía registró formalmente a Hitachi Energy Ltd. el 30 de junio de 2021 y actualmente está llevando a cabo el proceso formal para el cambio de nombre a nivel mundial, con la excepción de China, donde el negocio hará la transición en una fecha posterior. Hitachi Ltd. tiene una participación del 80,1% en el joint venture que inició operaciones el 1 de Julio de 2020, y ABB Ltd mantiene el resto.

Fuente: Hitachi

Los contratos COL-1, COL-2, COL-6 y COL-7 se encuentran ubicados en áreas contiguas frente a las costas de los departamentos de Magdalena, Atlántico y La Guajira.

8 de octubre 2021.   La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y Anadarko Colombia Company suscribieron 4 contratos para la exploración y producción de hidrocarburos en el Caribe colombiano, con compromisos de inversión de aproximadamente US$1.400 millones.  

De acuerdo con el presidente de la ANH, José Armando Zamora, “los cuatro contratos firmados conforman un tercer nodo de actividad exploratoria, que se suma a los dos que se desarrollan en las áreas marítimas de La Guajira y el Urabá, completando el panorama de potencial de toda la costa Caribe.”  

Los contratos COL-1, COL-2, COL-6 y COL-7 se encuentran ubicados en áreas contiguas con una extensión total de 1.585.665 hectáreas frente a las costas de los departamentos de Magdalena, Atlántico y La Guajira. Además, hacen parte del proceso de conversión de contratos TEA a E&P que adelantó Anadarko ante la ANH luego de evaluar durante varios años el potencial hidrocarburífero de los mismos. La titularidad de los contratos estará 100% en cabeza de esta compañía.  

Por su parte, el ministro de Minas y Energía Diego Mesa declaró que “la reactivación del sector hidrocarburos de Colombia es una realidad. Hoy firmamos 4 contratos costa afuera con Anadarko, con lo cual llegamos a 39 contratos de exploración y producción firmados en lo que va corrido de Gobierno. Este es un hito muy importante para el objetivo del Ministerio de Minas y Energía y la ANH de dinamizar la exploración de hidrocarburos en el país, ya que cuando empezó el gobierno del presidente Duque el país llevaba cinco años sin firmar un solo contrato de exploración y producción. Esto además confirma que el sector de hidrocarburos colombiano sigue siendo un destino atractivo para la inversión extranjera directa, lo que estamos seguros contribuirá a que podamos seguir garantizando nuestra autosuficiencia energética”.   

Estos nuevos contratos offshore se suman a los 5 que se firmaron en 2019 (COL-3, COL 4, COL-5, GUA OFF-1 y GUA OFF-3) con inversiones estimadas en US$1.689 millones, con las cuales se dio inicio a la reactivación de la exploración de hidrocarburos en el país.  

Las expectativas del desarrollo de actividades exploratorias en la costa Caribe son muy altas, ya que la presencia de gas ha sido confirmada con anteriores descubrimientos.

Por ello, se estima que es una fuente para sumar nuevas reservas gasíferas y así abastecer de manera satisfactoria la demanda interna. Actualmente, las reservas probadas de gas de Colombia son de 2.949 Gpc, con una vida útil de 7,7 años. 

Ecopetrol participará del 30% en el bloque S-M-1709 localizado en la cuenca Santos, una de las de más alto potencial del continente, y asignada en la ronda del pasado 7 de ocubre.

8 de octubre de 2021.   Ecopetrol, a través de su filial Ecopetrol Óleo e Gás do Brasil, accedió a una participación del 30% en el bloque S-M-1709 de 685 km² de superficie, localizado en la cuenca Santos de Brasil junto con el operador Shell que participa con el 70%.

El acceso al bloque se produjo en desarrollo de la Ronda 17 de la Agência Nacional do petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) celebrada el 7 de octubre en Río de Janeiro (Brasil).

El consorcio se adjudicó el bloque de la cuenca Santos, frente a las costas surorientales de Brasil, con una propuesta de bono de R$ 6.560.000 (equivalente a unos USD$1,26 millones) y un Programa de Exploración Mínimo de 107 unidades.

La asignación del bloque en el offshore brasileño, junto a una empresa de primer nivel mundial como es Shell, esta alineado con la estrategia de crecimiento del Grupo Ecopetrol con foco en cuencas de alto potencial como la de Santos en Brasil.

Con este bloque, Ecopetrol tiene presencia en 6 bloques en Brasil, que incluyen el descubrimiento de Gato do Mato.

En gas combustible por redes se han girado $457.000 millones, mientras que a los comercializadores de GLP en cilindros se les ha pagado cerca de $35.700 millones, beneficiando a hogares de estratos 1 y 2, y comunidades indígenas en 6 departamentos.

6 de octubre de 2021.   En lo que va de 2021 el Ministerio de Minas y Energía ha girado más de $1,6 billones para cubrir los subsidios de energía eléctrica que benefician a aproximadamente 13 millones de hogares de estratos 1, 2 y 3 en todo el país.

Del total, $1,49 billones corresponden a subsidios que benefician a usuarios conectados al Sistema Interconectado Nacional (SIN), y más de $118.800 millones se giraron a compañías que atienden a 222.000 familias que habitan en Zonas No Interconectadas (ZNI) de 13 departamentos.

“Con esta gestión, continuamos al día en el pago de subsidios de energía eléctrica, los cuales permiten aliviar el costo de las facturas que cancelan mensualmente las familias más vulnerables del país. Además, estamos garantizándoles a las empresas los recursos necesarios para su operación, para que los colombianos reciban un adecuado servicio de energía en sus hogares”, aseguró el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa Puyo.

Es importante mencionar que los pagos en ZNI incluyen, por primera vez, giros de subsidios por sistemas de paneles solares que han sido instalados en hogares que se encuentran en zonas apartadas del país para que puedan tener acceso al servicio de energía eléctrica. Los $2.283 millones que se han reconocido en subsidios benefician a más de 2.500 familias en los departamentos de La Guajira, Magdalena, Cesar y Córdoba.

Este subsidio es del 86% y fue reglamentado en octubre de 2020 por el Ministerio de Minas y Energía, permitiendo que los hogares beneficiados tengan un ahorro mensual de $100.000, ya que antes debían pagar cada mes $116.000 aproximadamente para contar con el servicio de energía eléctrica, y ahora sólo cancelan $16.000.

Durante 2021 el Ministerio de Minas y Energía también ha girado $457.000 millones para cubrir el pago de los subsidios de gas combustible por redes (gas natural y GLP por redes), que benefician a más de 6,2 millones de hogares en el país.

En cuanto a los subsidios por el consumo del GLP en cilindros, se han pagado cerca de $35.700 millones a empresas comercializadoras, beneficiando a hogares de estratos 1 y 2, y comunidades indígenas de los departamentos de Caquetá, Nariño, Putumayo, Amazonas, Cauca y San Andrés, Providencia y Santa Catalina.

Fuente: Minenergía

En total, se ejecutarán 75 proyectos en 20 municipios de los departamentos de Magdalena, Meta, Atlántico, Arauca y La Guajira. Esta financiación permitirá que más de 31.000 familias que habitan en barrios subnormales cuenten con el servicio.

2 de octubre de 2021.   Más de 31.000 familias contarán con el servicio de energía eléctrica, gracias a la financiación que realizará el Ministerio de Minas y Energía para la normalización de redes eléctricas en barrios subnormales de cinco departamentos del país.

En total, se ejecutarán 75 proyectos en los departamentos de Magdalena (17.269 familias), Meta (7.054 familias), Atlántico (3.731 familias), Arauca (2.324 familias) y La Guajira (669 familias), para lo cual se contará con una inversión por más de $119.000 millones.

“Estos proyectos permitirán que las familias cuenten con un servicio regulado y seguro, que no ponga en riesgo sus vidas gracias a la instalación de redes que cumplan con las condiciones adecuadas. De esta manera, las familias tendrán acceso a una energía eléctrica confiable y de calidad”, aseguró el viceministro de Energía, Miguel Lotero.

Los recursos destinados para la ejecución de los 75 proyectos permitirán avanzar en la instalación de aproximadamente 1.000 nuevos transformadores, 9.300 postes y 300 kilómetros de redes de media y baja tensión con el fin de regularizar a los usuarios y mejorar la prestación del servicio de energía eléctrica en barrios subnormales de 20 municipios del país.

Esta normalización de redes eléctricas también contribuirá a que las empresas comercializadoras continúen haciendo las inversiones necesarias para mejorar la calidad del servicio.

Los Operadores de Red de cada uno de los departamentos beneficiados serán los encargados de llevar a cabo la administración de los recursos aprobados por el Comité de Administración del Programa de Normalización de Redes Eléctricas (PRONE) y aportar a título gratuito la interventoría requerida para cada proyecto.

Fuente: Minenergía

Disminución de interrupciones, mejoramiento de la red de energía y crecimiento en clientes, son algunos de los avances que presenta Afinia en la costa.

2 de octubre de 2021.   Un positivo balance de operaciones con su filial Afinia hizo el Grupo EPM al cumplir su primer año de presencia en Bolívar, Cesar, Córdoba, Sucre y 11 municipios del Magdalena.

Afinia ha invertido $427 mil millones de pesos entre el 1º. de octubre de 2020 y el 31 de agosto de 2021, inversiones que hacen parte de una senda que supera los 4 billones de pesos que serán necesario ejecutar para mejorar la calidad del servicio de energía durante los primeros cinco años de operación.

El principal logro ha sido avanzar en la transformación de la prestación del servicio de energía y trabajar de manera intensa para estabilizar una red de transmisión y distribución obsoleta que requiere una modernización. La operación inició con 1.593.866 clientes y al cierre de agosto de 2021 eran 1.623.588.

Otro de los hitos relevantes, están en los indicadores de calidad. Se han logrado resultados satisfactorios en la calidad de la prestación del servicio: el indicador SAIDI (que mide la duración promedio de las interrupciones percibidas por un usuario) en el acumulado de enero hasta agosto de 2021, presenta 60.90 horas, lo cual representa un 12.2% de mejora en el indicador frente al mismo período de 2020.

Por su parte, el indicador SAIFI (que mide la cantidad de veces promedio que se presenta una interrupción para un usuario) alcanza en igual período 52,52 veces, esto se refleja en un mejor desempeño con una mejoría del 13,7% si se compara con el año anterior.

Al presentar los avances, Jorge Andrés Carrillo, gerente general de EPM, señaló que “la relación del Grupo EPM con sus clientes debe ser de confianza y esa es precisamente la tarea que se está desarrollando. Este año nos hemos concentrado en modernizar, renovar y ampliar la infraestructura, nos hemos acercado a las comunidades a través de una gestión social más fortalecida y hemos trabajado en mejorar la calidad en la prestación del servicio de energía y tiempos de atención a nuestros clientes en los diferentes canales”.

Estrategia de transformación

En la operación de Afinia se determinó trabajar en 4 grandes ejes estratégicos con el fin de alcanzar gradualmente niveles óptimos de calidad en la prestación del servicio a los usuarios: la gestión técnica, la implementación de estrategias comerciales flexibles y servicio al cliente, el fortalecimiento de las capacidades organizacionales y la construcción de relaciones de confianza.

Para tomar el control, asegurar y modernizar la red de Afinia, más de 5.400 trabajadores entre directos e indirectos han trabajado en labores que van desde el lavado de más de 95 mil estructuras, la poda técnica en más de 19 mil kilómetros para proteger las líneas de distribución, el tendido de cableados para construir nuevos circuitos de energía y la construcción de infraestructura estratégica para garantizar la confiabilidad del servicio.

Es así como en el primer año, Afinia ha construido una línea nueva de transmisión (Copey – Bosconia), 12 nuevos circuitos de distribución y una nueva subestación de energía (Cereté), así como otras adecuaciones de nueva infraestructura.

En mantenimiento y renovación de equipos, se hizo intervención en los sistemas de control de nueve subestaciones, la reposición de nueve líneas de transmisión, reposición de cinco redes de distribución y la reposición de nueve transformadores.

De igual forma, se logró la ampliación de 6 subestaciones (en San Jacinto, El Paso, El Burro, San Andrés de Sotavento, El Cortijo y Majagual), se hizo sustitución de una red de baja tensión, entre otras maniobras que permiten garantizar la continuidad en la prestación del servicio.

Fuente: EPM

La calificadora reconoció la consolidación geográfica y de líneas de negocio de Terpel, gracias a su presencia en varios países de Latinoamérica. Adicionalmente, destacó que es la única marca que ofrece todo el portafolio de productos energéticos en el país, en la actualidad.

29 de septiembre de 2021.   Fitch Rating reafirmó las calificaciones nacionales de la Organización Terpel de largo y corto plazo en ‘AAA(col)’ y ‘F1+(col)’, respectivamente. La perspectiva de la calificación de la compañía de largo plazo es estable.

“Las calificaciones de Terpel incorporan su posición competitiva robusta como líder del mercado de distribución y comercialización de combustibles en Colombia, su red amplia de estaciones de servicio y la consolidación de su diversificación geográfica y por líneas de negocio con su presencia en varios países”, señaló Fitch Ratings.

También destacó que la compañía ha implementado medidas de control de gastos y eficiencias operativas que han permitido mejorar los márgenes de rentabilidad.

El calificador también afirmó en ‘AAA(col)’ las valoraciones de las emisiones de los Bonos Ordinarios 2013 por 700.000 millones de pesos y Bonos Ordinarios 2015 por 700.000 millones de pesos, y en ‘AAA(col)’ y ‘F1+(col)’ el Programa de Emisión de Bonos y Papeles Comerciales por 2.780.000millones de pesos, respectivamente.

“Obtener nuevamente la máxima calificación por parte de Fitch Ratings es un gran orgullo para todo el equipo, sobre todo luego de un año tan complejo y con grandes retos para la economía del país. Este reconocimiento representa una muestra de la confianza y credibilidad que genera Terpel en el mercado de valores, gracias al manejo transparente del negocio, sus acciones sostenibles, solidez y estabilidad”, comentó Alonso Botero, vicepresidente Financiero de Terpel.

Fitch Ratings afirmó que la Organización Terpel ha fortalecido su posición competitiva y su base de generación operativa con la adquisición del negocio de lubricantes de ExxonMobil en Colombia, Ecuador y Perú, así como del negocio de combustibles en Ecuador y Perú.

También destacó el acompañamiento de Copec, accionista mayoritario de Terpel, en todos los procesos estratégicos y operativos de la compañía, lo que le ha permitido lograr una consolidación en sus operaciones internacionales.

En la sesión 55 del Ocad Paz se aprobaron $42.700 millones para la instalación de soluciones solares fotovoltaicas individuales y redes del sistema interconectado nacional para llevar el servicio a las familias beneficiadas.

29 de septiembre de 2021.   Los recursos de regalías que se generan por la actividad minera y de hidrocarburos apalancan obras en diferentes sectores, entre ellas la ampliación de la cobertura del servicio de energía y gas en Colombia.

Justamente, en la sesión 55 del Ocad Paz se aprobaron 6 proyectos para llevar el servicio de energía eléctrica a los municipios de Toluviejo (Sucre), El Guamo (Bolívar), Nóvita – Sipí (Chocó), Valencia (Córdoba), Valle del Guamuez y Puerto Caicedo (Putumayo).  

«Con una inversión de más de $42.700 millones del Sistema General de Regalías la energía llegará por primera vez a 1.993 familias por medio de soluciones solares fotovoltaicas individuales y la construcción de redes del Sistema Interconectado Nacional. Estas aprobaciones son ejemplo de cómo el trabajo articulado entre los diferentes niveles de gobierno se traduce en Obras Que Transforman Vidas», aseguró el viceministro de Energía, Miguel Lotero.

Desde el origen del Ocad Paz, los departamentos con mayores inversiones en proyectos de energía eléctrica aprobados son Cauca con 9.453 usuarios ($176.000 millones), Nariño con 9.353 usuarios ($207.000 millones) y Putumayo con 9.253 usuarios ($182.000 millones), lo que en recursos corresponde al 41% de las asignaciones aprobadas ($565.000 millones). 

Así mismo, desde 2018 se han aprobado 150 proyectos de energía y gas en el Ocad Paz. De estos, 129 proyectos han sido aprobados para la ampliación de cobertura en el servicio de energía eléctrica, con una inversión de más de $1,3 billones para beneficiar a cerca de 67.000 familias en zonas rurales de 19 departamentos del país con recursos de la Asignación para la Paz; 17 proyectos (10 de energía y 7 de gas) con recursos del Incentivo a la Producción por más de $19.000 millones y 4 proyectos con recursos del FONPET, por más de $4.600 millones para llevar energía a 258 familias del Cauca, Casanare, Guaviare y Boyacá.

Proyectos por más de $4.538 millones

En la sesión 55 del OCAD Paz también se realizó la priorización y aprobación de 6 proyectos de inversión financiados con recursos del Incentivo a la Producción en los municipios de Puerto Caicedo (Putumayo), Cotorra y Chinú (Córdoba), Tumaco (Nariño), Puerto Nare (Antioquia) y Purificación (Tolima).

Los proyectos aprobados para los municipios de Cotorra y Chinú corresponden a obras de ampliación de cobertura de gas combustible domiciliario, los cuales beneficiarán a 694 familias.

Por su parte, el municipio de Tumaco presentó un proyecto del sector transporte para la construcción de un puente peatonal del barrio Humberto Manzi; el municipio de Puerto Nare apostó por un proyecto del sector de inclusión social para garantizar la seguridad alimentaria y nutricional en adultos mayores más pobres y vulnerables del municipio; y el municipio de Purificación logró la aprobación del proyecto relacionado con la reposición y rehabilitación de tubería alcantarillado sector Santa Barbara – Ospina Pérez y Villa del Carmen del municipio.

Finalmente, Puerto Caicedo alcanzó la aprobación del proyecto de ampliación de redes eléctricas de baja y media tensión en las veredas La Isla, El Cedral, La Esmeralda, La Playa, Arizona y Villaflor del Municipio, con el cual se beneficiarán 105 familias.

Fuente: Minenergía

En un comunicado de prensa, Empresas Públicas de Medellín (EPM) aclara su relación financiera con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID). A continuación el texto del comunicado.

27 de septiembre de 2021.   Con respecto a la información que ha circulado en las últimas horas en algunos medios de comunicación, es importante precisar que EPM tiene una relación interinstitucional de décadas con diferentes entidades financieras de relevancia mundial. En este contexto, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) representa para la Empresa un aliado muy relevante y así lo ha sido en el marco del Proyecto Hidroeléctrico Ituango (Hidroituango).

Como parte de dicha relación interinstitucional, EPM y el BID Invest, (ala privada del BID), firmaron el 29 de diciembre de 2017 un contrato de crédito como parte de la financiación del Proyecto Hidroeléctrico Ituango. A la fecha, el saldo de ese crédito es de 450 millones de dólares (equivalente a 1,7 billones de pesos colombianos, de acuerdo con la TRM vigente). El crédito consta de dos tramos a plazos de 8 y 12 años, respectivamente.

Posteriormente, el 30 de marzo de 2021, ambas entidades firmaron un otrosí (Amendment) al contrato de crédito, en razón, principalmente, de los efectos que se habían presentado en el Proyecto durante la contingencia ocurrida en 2018. La negociación de este documento se desarrolló en varias etapas en los períodos 2019, 2020 y parte de 2021.

Este contrato de crédito y su otrosí, como es tradicional en financiación de entidades multilaterales, incluye cláusulas relacionadas con el cumplimiento de hitos del proyecto financiado, en este caso Hidroituango, entre otra serie de compromisos contractuales.

En el hipotético caso que se llegara a dar un incumplimiento a alguna de las cláusulas previstas en estos acuerdos con el BID Invest, existen herramientas contractuales que, de acuerdo con la voluntad de las partes, se podrían llegar a acordar en forma oportuna, evitando declaratorias de incumplimiento o llamamiento a pago anticipado obligatorio.

EPM mantiene un diálogo permanente, propositivo y constructivo con el BID, entregando información en tiempo real y exponiendo las estrategias que van dirigidas a la continuidad sin dilaciones de Hidroituango. Es relevante aclarar a la opinión pública que EPM viene dando cumplimiento a los compromisos técnicos y financieros contractuales con BID Invest.

EPM, como es su práctica tradicional, mantiene diferentes canales de comunicación con el público financiero en general, para permitir que evalúen con objetividad la información relacionada con la Compañía y el Proyecto Hidroeléctrico Ituango.

EPM actúa con responsabilidad para honrar el compromiso asumido con el país en materia de seguridad energética

En una actuación eminentemente responsable de la Compañía, en el marco de los deberes legales y principios propios que rigen la función administrativa, y con el propósito de honrar el compromiso asumido con el país en materia de seguridad energética con la entrada en operación de Hidroituango en el segundo semestre de 2022, teniendo presente que la culminación exitosa, eficaz y eficiente del Proyecto protege además el avance de la gestión social y ambiental en la zona de influencia de la obra, EPM adelanta las fases para un proceso de contratación de posibles proveedores que puedan ofrecer los servicios para avanzar en las obras y poner en operación la central de generación.

Lo anterior, en el caso eventual que los contratistas actuales no tengan la capacidad de continuar por los efectos que se podrían presentar en el escenario que llegara a quedar en firme el fallo de responsabilidad fiscal, emitido en días recientes por la Contraloría General de la República.