Categoría: Industria

Además, en ese mes los bloqueos impidieron la comercialización del GLP en Cusiana, Cupiagua y Andina.

6 de julio de 2021.   La producción comercializada de gas en Colombia fue de 970,4 millones de pies cúbicos por día (mpcd) en mayo de 2021, lo que significa un incremento del 3,3% frente a lo registrado en el mismo mes de 2020 (938,7 mpcpd).

No obstante, en comparación con abril de 2021 (1.057 mpcpd), la producción tuvo una disminución del 8,2%.

Este comportamiento en la producción durante el mes de mayo se debió a una menor producción en los campos Cupiagua Sur (Aguazul, Casanare), Pauto Sur (Yopal, Casanare), La Belleza (Plato, Magdalena) y Chuchupa (Manaure, La Guajira), debido al comportamiento de la demanda de gas durante el mes de los bloqueos.

Durante los primeros cinco meses de 2021 la producción promedio de gas comercializado en Colombia registró un incremento del 5,4%, llegando a 1.071 millones de pies cúbicos por día (mpcpd) frente a los 1.016 mpcpd reportados en el mismo periodo del 2020.

En cuanto a la producción de petróleo, en mayo de 2021 fue de 703.478 barriles promedio día (bpd), una disminución del 3,9% frente a los datos reportados en mayo de 2020 (732.120 bpd).

Con respecto a la producción de abril pasado (745.488 bpd) se registró una caída de 5,6%.

La disminución en la producción se presentó principalmente en los campos Andina (Tame, Arauca), Cohembí (Puerto Asís, Putumayo), Índico (Cabuyaro, Meta), Acordionero (San Martín, Cesar) y Rubiales (Puerto Gaitán, Meta), debido a los diferentes bloqueos que se presentaron en el país y que impidieron el correcto funcionamiento de las facilidades de producción.

En lo corrido del año, la producción de petróleo alcanzó 737.113 barriles promedio día, lo que muestra una reducción del 11,1% frente al mismo periodo de 2020, cuando se tuvo una producción de 829.531 barriles día.

Finalmente, durante mayo de 2021 se inició la perforación de 3 pozos exploratorios y 25 pozos de desarrollo en Colombia, para un total en lo que va del año de 12 pozos exploratorios y 148 de desarrollo.

El proyecto fue adjudicatario el pasado 2 de julio a Canadian Solar Energy Colombia, con una oferta de COP$72.066’090.772. Se estima como fecha de entrada en operación del proyecto el 30 de junio de 2023.

5 de julio de 2021.   En un hito para el desarrollo del sector eléctrico del país, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) adjudicó la convocatoria para el diseño, adquisición de los suministros, construcción, instalación, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento del primer proyecto de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías del país, el cual estará ubicado en el departamento del Atlántico.

En la audiencia pública virtual se presentaron como proponentes Engie Colombia Energía, Proeléctrica, Celsia Colombia, Interconexión Eléctrica, Sociedad Stem Terpel, Canadian Solar Energy Colombia, Grupo Energía Bogotá, Abo Wind Renovables Proyecto Diez, AIR-E y SAEB Atlantic, resultando adjudicatario Canadian Solar Energy Colombia con una oferta de COP$72.066.090.772.

El sistema de almacenamiento con baterías adjudicado incorporará una nueva tecnología en el sistema eléctrico colombiano, con una capacidad de entrega al sistema de 45 MW, que evitará recurrir a generación de energía eléctrica de

manera local y obligada ante fallas de las líneas de transmisión de la red regional. Se estima como fecha de entrada en operación del proyecto el 30 de junio de 2023.

“El diseño del sistema de almacenamiento correrá por cuenta del inversionista y hará más segura y eficiente la operación del sistema, a través del almacenamiento de energía durante cierto tiempo”, señaló la entidad a través de un comunicado.

El Ministerio de Minas y Energía publicó la resolución 40207 del 30 de junio de 2021 que reglamenta la modalidad: obras por regalías. El mecanismo aplica a las asignaciones directas de municipios y departamentos, que para el bienio 2021-2022 se estiman en $3,8 billones.

2 de julio de 2021.   El Ministerio de Minas y Energía reglamentó la posibilidad que las empresas que producen recursos naturales no renovables paguen las regalías derivadas de su actividad a través de obras de infraestructura o proyectos de inversión en los territorios donde operan.

La resolución 40207 del 30 de junio de 2021 puede ser aplicada por las entidades territoriales beneficiarias de asignaciones directas para el bienio 2021-2022, que alcanza los $3,8 billones.

“Expedimos la reglamentación que permite el pago de regalías con obras y que les permitirá a los municipios y departamentos tener en las empresas un aliado estratégico para la ejecución de sus asignaciones directas. Con Obras por Regalías las compañías podrán visibilizar los recursos que pagan como contraprestación de su actividad en obras, lo que promueve el desarrollo y el cierre de brechas en los territorios”, aseguró el ministro de Minas y Energía Diego Mesa.

El documento establece que para que las empresas accedan a la modalidad de Obras por Regalías, deberán haber obtenido ingresos brutos superiores a 33.610 Unidades de Valor Tributario (UVT) durante la vigencia fiscal anterior (enero-diciembre), y que ambas partes (las empresas y la entidad territorial) suscriban de manera voluntaria un Documento de Acuerdo en el que se establezca el proyecto, el valor y el cronograma.

Las regalías solo se considerarán pagadas después de que la entidad territorial reciba a satisfacción la obra, expida una certificación en este sentido y la autoridad competente, ya sea la Agencia Nacional de Minería (ANM) o la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), acredite la obra como pago por regalías.

“Un importante paso que otorga la modalidad de Obras por Regalías es la promoción de la mano de obra local calificada y no calificada en la ejecución de los proyectos, con el objetivo de brindar oportunidades de empleo, apostándole a la formación del talento humano y al desarrollo local”, aseguró el ministro Mesa.

Finalmente, en concordancia con el nuevo Sistema General de Regalías, esta modalidad de pago promueve los principios de desarrollo competitivo y productivo del territorio y la planeación con enfoque participativo, democrático y de concertación con las comunidades, al priorizar proyectos de inversión, en cualquier sector, y que se determinen a partir de los ejercicios de planeación realizados las entidades territoriales, garantizando su autonomía en la selección de las iniciativas.

Ecopetrol busca expandir operaciones de comercialización de crudos y productos en ese continente. Actualmente, cerca del 50% de las ventas de crudo de Ecopetrol tienen como destino Asia.

1 de julio de 2021.   Ecopetrol constituyó una nueva sociedad que se integrará a su Grupo Empresarial para consolidar su posicionamiento en el mercado asiático a través de la captura de nuevos clientes y destinos.

La sociedad, denominada Ecopetrol Singapore Pte Ltd, cuenta con un capital social suscrito según las exigencias de la regulación en Singapur y sobre la cual Ecopetrol S.A. tendrá una participación directa del 100%.

Adicionalmente, esta sociedad será propietaria del 100% del capital social de una segunda sociedad, Ecopetrol Trading Asia Pte Ltd, la cual será constituida en los próximos días, y que tiene como objeto principal la comercialización internacional de crudos y productos del Grupo Empresarial en esa región. Estará también localizada en Singapur, epicentro de comercialización de Asia, el mercado de mayor crecimiento en el mundo. Ecopetrol S.A. será titular del 100% de su capital por vía indirecta.

Ecopetrol Trading Asia Pte Ltd, se enfocará en la identificación de mayores oportunidades de mercado, con el fin de ofrecer más flexibilidad y opciones a sus clientes. Además, permitirá maximizar los márgenes de comercialización a través de eficiencias operativas y financieras, al tiempo que aportará mayor competitividad a los crudos pesados del Grupo Ecopetrol en un entorno de transición energética.

“Este es un hito importante para Ecopetrol y el país dado que abre más fronteras para la negociación de nuestros crudos y productos. Con esta comercializadora esperamos alcanzar un mayor acercamiento con nuestros clientes actuales y potenciales en Asia, al tiempo que tendremos una mejor y eficaz lectura de este mercado para aprovechar al máximo las oportunidades que ofrece”, dijo Pedro Manrique, Vicepresidente Comercial y de Mercadeo de Ecopetrol.

Ambas sociedades iniciarán operaciones en 2022. De esta forma se consolida la estrategia de internacionalización y diversificación comercial de la compañía, que se ha venido incrementando en el mercado asiático en los últimos años. Actualmente, alrededor del 50% de las ventas de crudo de la Empresa tienen como destino Asia, una cifra cinco veces mayor a la de hace 12 años.

Al cierre de la penúltima legislatura del Congreso de la República, el Gobierno Nacional se vio compelido a convocarlo a sesiones extraordinarias con el fin de completar el trámite del proyecto de ley mediante el cual se establece la base gravable para el cobro de la sobretasa a los combustibles y así salvarla de la imposibilidad de seguirla recaudando por parte de los entes trerritoriales.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA

26 de junio de 2021.   La sobretasa a la gasolina y al ACPM, también llamado diésel, está vigente desde 1989, cuando fue expedida la Ley 86, modificada mediante la Ley 310 de 1996. Posteriormente, en virtud de la Ley 488 de 1998, se dispuso en su artículo 121 que la base gravable aplicable estaba “constituida por el valor de referencia de venta al público” fijado mensualmente por parte del Ministerio de Minas energía mensualmente. En respuesta a una acción pública de inconstitucionalidad, esta norma fue declarada inexequible por parte de la Corte Constitucional. En su Sentencia C–030 de 2019 acogió los argumentos del demandante, en el sentido que la misma transgredía el principio de legalidad en materia tributaria consagrado en los artículos 150 y 338 de la Constitución Política.

La razón fundamental invocada por la Corte Constitucional radica en el hecho incontrovertible que todo lo atinente al establecimiento del hecho gravable, así como la contribución fiscal o parafiscal, es de la exclusiva competencia del Congreso de la República y tal facultad es indelegable, como lo fue en el Ministerio de Minas y Energía. Al no ceñirse a este principio básico consagrado en la Carta se lleva de calle, además, el principio de la certeza tributaria.

No obstante, en aras de no poner en riesgo la estabilidad fiscal de las entidades territoriales, la Corte moduló su fallo otorgándole al Congreso de la República dos legislaturas para establecer la base gravable, así como “criterios concretos y específicos para determinar la sobretasade la gasolina y el ACPM”.

De no haberse aprobado este proyecto de Ley en volandas, como en efecto lo hizo el Congreso de la República, los departamentos, las ciudades capitales y distritos se habrían visto en calzas prietas, dado que habrían dejado de recaudar $2,1 billones, aproximadamente, medio billón los primeros y $1,6 los segundos, en momentos de aulagas fiscales acentuadas por la crisis pandémica. Ello en razón de que el plazo perentorio dado por la Corte Constitucional al Congreso para expedirla se estaba venciendo.

No está demás advertir que con la entrada en vigencia de esta ley no se incrementa el precio de referencia, que lo seguirá fijando el Ministerio de Minas y Energía por cuenta de la sobretasa. Sólo podrá variar en la estructura de precios el Ingreso al productor. Al tiempo que se establece como base gravable el volumen de combustible expresado en galones, se fijó la tarifa de $940 por galón a favor de las ciudades capitales y distritos, $1.270 en el Distrito Capital y $330 de los departamentos. Entre tanto, la tarifa general para el ACPM será de $301. Se prevé una tarifa más baja en las zonas fronterizas del país: de $352 para las ciudades capitales y distritos y $124 para los departamentos para la gasolina-motor y $301 para el ACPM. Estas cifras no están alejadas de lo que se paga actualmente por el mismo concepto y se reajustarán anualmente acorde con el Índice de Precios al Consumidor (IPC). De esta manera se busca darle estabilidad fiscal y jurídica a la sobretasa.

Se debe tener en cuenta que la sobretasa no es el único gravamen que pesa sobre  los combustibles, la carga impositiva sobre la gasolina y el ACPM oscila alrededor del 28% y 20%, respectivamente, la cual contrasta con la de EEUU, por ejemplo, que bordea el 17%. Además del IVA y del impuesto global, se estableció recientemente, mediante la Ley 1819 de 2016 el impuesto verde, tasado en $135 por galón para la gasolina, $152 para el ACPM, $95 por metro cúbico de gas natural y $29 por metro cúbico para el GLP.

Por lo demás, el porcentaje de las mezclas de los biocombustibles, 10% de etanol con la gasolina y 12% del biodiesel, siguen exentos del pago de todo gravamen y ello hace mucho sentido, toda vez que las mismas contribuyen eficazmente al cumplimiento de la meta fijada por el Gobierno Nacional de reducir en un 51% las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) hacia el 2030.

Desde luego que los gravámenes encarecen el precio de los combustibles, pero la verdad es que aunque nos parezca caro el galón de gasolina o ACPM, lo cierto es que su precio no refleja el costo real de ellos, dado que arrastran consigo un costo oculto que no se paga en la estación de servicio cuando se  tanquea el vehículo.

Me refiero a los 15.600 muertes al año en Colombia atribuibles a enfermedades asociadas a la mala calidad del aire reportadas por el Instituto Nacional de Salud (INS), siendo el sector transporte uno de los mayores responsables, dado que contribuye con el 17% de las emisiones de CO2 que contaminan el medioambiente, con un promedio anual de 29 millones de toneladas.

Y, según el DNP, el costo estimado del tratamiento de enfermedades pulmonares y conexas debidas en una alta proporción a la combustión de los motores de los vehículos es del orden de los $12,3 billones, que debemos sufragar todos los contribuyentes para financiar el presupuesto de la salud.

*Exministro de Minas y Energía y miembro de número de la ACCE.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) emitió la Resolución 075 de 2021 que actualiza los procedimientos para la conexión de generadores y usuarios al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

25 de junio de 2021.   Ahora, tanto usuarios como generadores de energía podrán consultar la información relacionada con los puntos de conexión y la capacidad de transporte disponible que tiene el sistema eléctrico colombiano en una base de datos centralizada y administrada por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

Según el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, “estas nuevas reglas permitirán liberar la capacidad de transporte de energía no utilizada, que se ha convertido en un cuello de botella para la entrada de nuevos proyectos de generación, especialmente, de fuentes no convencionales de energías renovables que han tenido un gran crecimiento en los últimos años. Además, contribuirán en nuestro propósito de seguir prestando un servicio de energía eléctrica de forma eficiente, sostenible y continua a todos los hogares colombianos.”

De esta forma, generadores y usuarios podrán identificar los sitios de la red eléctrica en donde es posible conectar nuevos proyectos de energía, tanto los que utilizan fuentes renovables no convencionales (solar, eólica, geotermia, biomasa y PCH.) como los que utilizan fuentes convencionales, o también proyectos de autogeneración de energía que produzcan excedentes para entregar al sistema. 

Como parte de un sistema de información centralizado, la CREG ha encargado a la UPME la instalación de una ventanilla única, en la cual todos los interesados en conectarse al Sistema Interconectado Nacional podrán encontrar la información sobre los requisitos a cumplir y el procedimiento a seguir para presentar sus solicitudes.

Igualmente, podrán presentar sus solicitudes, realizar los trámites relacionados y efectuar el seguimiento de su estado a través de dicho sistema de información.

Además, la UPME será la encargada de evaluar las solicitudes y asignar a los generadores y a los grandes usuarios de energía los puntos de conexión al SIN con una capacidad de transporte asociada, lo que le permitirá a la entidad hacer una asignación más eficiente de la capacidad de transporte disponible, identificar necesidades de expansión de los sistemas de transporte para conectar proyectos y garantizar el libre acceso a las redes de los agentes del sector.

Así mismo, la CREG definió las nuevas reglas para definir compromisos y poder realizar el seguimiento a todos los proyectos que tengan puntos de conexión aprobados; esto con el propósito de lograr la utilización eficiente del SIN y que efectivamente se utilicen los puntos de red y la capacidad de transportes asignados.

La resolución de la CREG también define las reglas para que los usuarios más pequeños (hogares, comercios y microempresas) soliciten y obtengan la autorización para tener una nueva conexión a las redes de suministro de energía, unificando los requisitos que exigen las diferentes empresas distribuidoras de energía.

Dentro de las nuevas reglas se ordena además que las empresas distribuidoras de energía hagan públicos los pasos que tendrán que seguir los pequeños usuarios para lograr la conexión a la red, los cuales podrán consultarse en la ventanilla única.

Hasta el 31 de agosto se extendió el plazo para la adquisición del 51,4% de las acciones de ISA por parte de Ecopetrol.

24 de junio de 2021.   Ecopetrol informó que el plazo del Acuerdo de Exclusividad que suscribió con el Ministerio de Hacienda y Crédito Público (MHCP), el pasado 12 de febrero, y mediante el cual se ha venido adelantando el proceso de negociación y las actividades para la potencial adquisición de las acciones en circulación que posee el MHCP en Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), equivalentes al 51.4%, ha sido ampliado hasta el 31 de agosto de 2021.

Así mismo, Ecopetrol informó al MHCP su decisión de no condicionar el cierre de la adquisición de ISA a la realización de una emisión de acciones. Esta decisión obedece a la evolución favorable de la situación financiera del Grupo Ecopetrol, que brinda la flexibilidad para cumplir el cierre de la transacción a través de un crédito con la banca internacional. El desembolso de dicho crédito estaría sujeto al cierre de la transacción.

“Sin perjuicio de lo anterior, la Compañía continuará avanzando con las iniciativas de financiamiento estructural para la estrategia de transición energética, como lo son la emisión de acciones y/o la contratación de deuda a mediano y largo plazo, bajo condiciones favorables de mercado”, señaló Ecopetrol en un comunicado.

Para Fedesarrollo, el mecanismo de contratación de la BMC es transparente, eficiente y seguro. En una comparación general con otros mecanismos de contratación pública en Colombia, el centro de investigación encontró grandes ventajas y diferenciales.

22 de junio de 2021.   El Centro de Investigación Fedesarrollo realizó un estudio en el cual evaluó las fortalezas y debilidades de la Bolsa Mercantil de Colombia (BMC) como gestor y catalizador de las operaciones en el mercado de las compras públicas y encontró que este mecanismo de contratación es transparente, eficiente y seguro.

Así mismo, para Fedesarrollo es un mecanismo que responde y brinda una solución a los problemas existentes en la contratación pública internacional, convirtiéndose así en un referente internacional.

“Los hallazgos de Fedesarollo son un respaldo al buen funcionamiento y competitividad de nuestro mercado y una validación al aporte que hacemos a la eficiencia, transparencia y al cuidado en el uso de los recursos públicos”, afirmó María Inés Agudelo, presidente de la BMC. 

En materia de transparencia, Fedesarrollo indicó que el mecanismo de la BMC permite el funcionamiento de mercados competitivos porque hay pluralidad de oferentes y formación objetiva de precios. Esta última se logra porque los precios se forman mediante pujas entre los diferentes proveedores y porque el mercado es ciego, tanto para la entidad estatal, como para los proveedores. Es decir, la entidad estatal no sabe quiénes se están postulando como proveedores y los proveedores no saben con quiénes están compitiendo. Este punto tiene importantes consecuencias sobre la transparencia que caracteriza al escenario de la Bolsa porque evita la posible comunicación o relación entre los funcionarios de la entidad estatal y los proveedores.

Otro elemento que resalta el estudio, pues incide de manera importante en la transparencia, son los procesos claros y precisos que se cumplen con rigurosidad, respaldados por el Reglamento de la Bolsa.

Para Fedesarrollo, la oferta en la BMC es sólida pues sólo pueden participar empresas que cumplan con los requisitos técnicos, jurídicos y financieros habilitantes, filtro que la BMC y las Sociedades Comisionistas de Bolsa cumplen con rigor, lo que disminuye sensiblemente los riesgos de incumplimiento para las Entidades Estatales que participan de sus operaciones.

Así mismo, Fedesarrollo considera que no hay barreras de entrada para las empresas pequeñas. Según cifras de la BMC, en 2019 participaron 2.702 empresas, de las cuales 42,9% eran grandes, 47% medianas y 10,1% pequeñas.

Eficiencia

Para Fedesarrollo en la BMC los procesos se desarrollan de forma ágil y oportuna. Esta agilidad es visible tanto en los tiempos de negociación, como en la entrega de los productos. En comparación con otros mecanismos, los tiempos de estructuración y negociación en la BMC, que son de máximo 25 días hábiles, son mucho más cortos que los otros mecanismos que pueden durar aproximadamente 45 días.

Esto se debe a que los procesos de las operaciones se diseñan con una alta precisión que resulta en tiempos cortos que se cumplen exactamente, y además la BMC acompaña a las entidades públicas y a los vendedores, lo cual facilita los procesos y permite que las operaciones fluyan. Para Fedesarrollo el proceso de compras a través de la BMC es fácil, claro, sencillo y tiene un acompañamiento que no se observa en otras plataformas.

Por otra parte, la eficiencia se materializa en ahorros para las entidades públicas, los cuales se ven representados en menores precios o en mayores cantidades. Además, la Bolsa Mercantil permite a las entidades estatales reducir costos administrativos y optimizar el recurso humano, puesto que las diferentes áreas de la Bolsa asumen algunas funciones y ofrecen servicios a la entidad estatal que permiten liberar cargas a servidores públicos y reducir los costos de algunos procesos.

Seguridad

Para Fedesarrollo, la BMC ofrece seguridad en sus operaciones a través de diferentes servicios e instrumentos. En particular, los controles que se realizan en la definición de los requisitos de las Fichas Técnicas, las Cartas de Intención, el cumplimiento de los requisitos habilitantes y el seguimiento a las operaciones a través del módulo de seguimiento del Sistema de Información de la Bolsa que permite mejorar la calidad de la información y automatizar el proceso de seguimiento en entregas y pagos; a las garantías que exige a los vendedores que ganan las operaciones representadas en garantías líquidas y pólizas de cumplimiento; y a la operación de los Comités Arbitrales.

Otros elementos importantes que inciden sobre la seguridad de las operaciones de la BMC son, primero, que los precios que se negocian son fijos y no se admiten reajustes por variaciones en los precios o en la tasa de cambio; en tal sentido, no aplica la figura de desequilibrio económico, tan común en otros mecanismos de contratación y, segundo, que uno de los principios de la BMC que se aplica al acompañamiento es la reserva bursátil.

Como resultado de los procesos que garantizan la seguridad de las operaciones de la Bolsa se evidencia una casi nula siniestralidad. En efecto, según cifras de la BMC, de 4.234 operaciones, solo hay 11 operaciones siniestradas que representan el 0,3% del total. En consecuencia, no hay procesos de operaciones realizadas en la BMC que cursen en la Oficina de Defensa del Estado.

Comparativo con otros mecanismos de contratación

Fedesarrollo realizó una comparación general con otros mecanismos de contratación existentes para compras estatales en Colombia y encontró grandes ventajas y diferenciales del de la BMC sobre los otros.

Entre las modalidades competitivas de contratación, la legislación vigente en Colombia incluye: 1) la licitación pública prevista para todo tipo de bienes, servicios y obras, que se utiliza especialmente para las contrataciones con altos presupuestos y para las obras públicas, 2) el concurso de méritos que se utiliza para la contratación de consultorías y otros bienes y servicios de alta calidad tales como la adquisición de seguros para la protección de bienes inmuebles y los servicios de interventoría y 3) la selección abreviada.

La selección abreviada es el mecanismo para la compra de bienes y servicios que son de común utilización con especificaciones técnicas y patrones de desempeño y calidad iguales o similares, que en consecuencia pueden ser agrupados como bienes y servicios homogéneos para su adquisición. Esta incluye tres modalidades que son a) la subasta inversa, b) los Acuerdo Marco de Precios y c) la bolsa de productos de la BMC.

La subasta inversa es una puja dinámica de precios que se da mediante la reducción sucesiva de los precios durante un tiempo determinado, que se lleva a cabo directamente por parte de las Entidades Estatales y que puede efectuarse presencial o electrónicamente.

Los Acuerdos Marco de Precios (AMP) son contratos celebrados entre uno o más proveedores y Colombia Compra Eficiente para la provisión, a las Entidades Estatales, de bienes y servicios de Características Técnica Uniformes en la forma, plazo y condiciones establecidas en este. Los AMP permiten agregar bienes y servicios que tienen una alta demanda por par­te de las Entidades Estatales y se hacen operativos a través de la Tienda Virtual del Estado Colombiano, una de las tres plataformas del SECOP.

El acuerdo redefine la inversión que el GEB tiene en Emgesa y Codensa, que se someterá a la aprobación de la Asamblea General de Accionistas del GEB y de los  órganos de gobierno corporativo de las sociedades involucradas.

22 de junio de 2021.   La próxima Asamblea Extraordinaria de Accionistas del Grupo Energía Bogotá (GEB), convocada para el 28 de junio, decidirá el futuro de un nuevo acuerdo con ENEL Américas, que aseguraría su participación en una compañía más robusta y con mayor potencial de crecimiento, y que impulsará su incursión en el negocio de energías renovables no convencionales (ERNC).

El acuerdo da lugar a la creación de una compañía de talla internacional, a través de la absorción por parte de Emgesa de Codensa, ENEL Green Power Colombia y Essa Chile, incluyendo así activos de Enel en Colombia, Costa Rica, Panamá y Guatemala.

La nueva empresa se convertiría en pilar estratégico para fortalecer sus capacidades en materia de ciudades inteligentes, movilidad sostenible y transformación energética.

Este es un paso más en la evolución de la relación entre el GEB y ENEL que llevaría al Grupo a tener una participación accionaria del 42,515%, similar a la que se tiene hoy en Emgesa y Codensa, en una empresa más grande, de mayor valor, más verde y más estable, con un valor patrimonial adicional de aproximadamente $5,5 billones en activos de energías renovables.

La posibilidad de avanzar en este nuevo acuerdo se da como evolución de la alianza público-privada estructurada y desarrollada por administraciones previas, un modelo empresarial que ha permitido al GEB convertirse en la “joya de la corona” del Distrito y en un referente latinoamericano de unión de lo público y lo privado. También es una posibilidad que resulta gracias a la sólida posición asumida por administraciones anteriores frente a las diferencias que surgieron con ENEL en el pasado.

“Este paso es el resultado de un riguroso proceso de evaluación de opciones y está enmarcado en el propósito de generar mayor valor para la compañía y sus accionistas, robustecer el capital público y avanzar en la consolidación del GEB como protagonista nacional e internacional en el cumplimiento de los acuerdos de París y los ODS a través de energías renovables y renovables no convencionales”, señala el Grupo en un comunicado.

Dentro de los atributos ligados a la nueva empresa que surgiría gracias al acuerdo, se destaca una mayor capacidad instalada, -con operación en cuatro países a través de proyectos eólicos, solares e hidroeléctricos-, un mayor valor patrimonial, mayores dividendos anuales y una empresa más rentable y con mayores utilidades. Así mismo, la nueva empresa brindaría al GEB la capacidad para desarrollar proyectos de ciudad inteligente, a la vez que haría posible la transferencia de conocimiento y mecanismos de cooperación entre las empresas.

“Con este nuevo acuerdo se solucionan las diferencias del pasado y se proyecten los negocios a futuro, para consolidar una relación con vocación de largo plazo en donde ganan el GEB, sus socios y accionistas, Bogotá, sus ciudadanos y el país”, agrega el comunicado.

Finalmente, es importante precisar que la transacción no afecta en ningún sentido ni tiene relación con la actual participación del Distrito como accionista mayoritario del GEB, que continúa siendo del 65,7%.

La Asociación Colombiana de Ingenieros de Petróleos (Acipet) nombró a Luis Guillermo Acosta como su nuevo director Ejecutivo.

18 de junio de 2021.   El ingeniero Acosta tiene más de 30 años de experiencia práctica en exploración y producción (E&P) onshore y offshore en la industria de los hidrocarburos, con bagaje multicultural.

Acosta es Ingeniero de Petróleos de la Universidad de América, tiene una maestría en Ingeniería del Petróleos de la Universidad de Alberta, un MBA de la Universidad Politécnica de Cataluña, un Diplomado en Gobierno Corporativo de Inalde y cuatro posgrados en dos universidades de Estados Unidos.

La visión del ingeniero Acosta se enfoca en el crecimiento y la transformación sostenible del triple valor corporativo: humano, ambiental y económico, mediante la dirección estratégica de proyectos y el impulso a nuevas tecnologías.

Como nuevo director Ejecutivo, su liderazgo está sustentado en crear valor a Acipet y a sus Asociados, generar oportunidades de nuevos negocios, conformar alianzas estratégicas y desarrollar soluciones tecnológicas de forma sostenible.

“Acipet y la industria vienen de dos crisis consecutivas sumado a los efectos de la pandemia, lo que representa un gran reto, porque debemos fortalecer a la Asociación y a sus asociados para el momento que estamos viviendo.  De igual manera, es importante transformar a Acipet para el futuro, donde hay mucha incertidumbre, pero hay fortaleza y esperanza. Vamos a seguir aportando a la renovación y crecimiento del sector, trazando el camino hacia la coexistencia energética”, destacó Acosta.

El ingeniero ha desempeñado cargos como director ejecutivo (CEO) de Kanuck Petroleum Integrated (KPI), subdirector de operaciones (COO) y de país (CM) de Gran Tierra Energy, así como director de operaciones (COO) de Petrolatina Energy Limited. En su trayectoria fue el responsable del “turn-around” de Petrolatina mediante la exploración, la perforación, el desarrollo, el recobro, el crecimiento y la maximización de la producción y las reservas de hidrocarburos de la compañía.

El ingeniero Luis Guillermo Acosta remplaza a Alfonso Navarro, quien estuvo al frente del cargo en los últimos dos años.