Categoría: Industria

Pese a la situación de orden público y de la emergencia sanitaria asociada al tercer pico de la pandemia de la Covid-19, el Grupo Ecopetrol obtuvo resultados récord al cierre del segundo trimestre de 2021.

4 de agosto de 2021.   El resultado del segundo trimestre del 2021 es el mejor en la historia del Grupo Ecopetrol, con un ingreso consolidado de 19,4 billones de pesos, una utilidad neta de $3.7 billones, un EBITDA de $9,4 billones, y un margen EBITDA del 48.5%.

En el primer semestre del año, por su parte, el Grupo registró un ingreso consolidado de $36,7 billones, una utilidad neta de $6,8 billones (cuatro veces la utilidad neta generada en todo el 2020), un EBITDA de $17,6 billones, y un margen EBITDA del 48.1%.

“Además de los fundamentales favorables observados en el trimestre (Brent de 69.1 USD/Bl y TRM promedio de 3,691 COP/USD), nuestro compromiso con la optimización de costos y la captura de eficiencias, así como el excelente desempeño de la gestión comercial, soportaron los resultados obtenidos”, señaló el presidente de Ecopetrol Felipe Bayón.

Efectivamente, al cierre del primer semestre, el Grupo incorporó eficiencias por un billón de pesos, orientadas al fortalecimiento del margen EBITDA y ahorros en capex.

Exploración y producción

En exploración, Ecopetrol y sus socios completaron la perforación de 8 pozos durante el primer semestre de 2021, destacando para el segundo trimestre la perforación de los pozos exploratorios Boranda Centro- 1, operado por Parex, y los pozos Chimuelo-1 y Flamencos-3 operados por Ecopetrol, los cuales se encuentran en evaluación.

La producción promedio del Grupo Ecopetrol fue de

668.400 barriles de petróleo equivalentes día (bped) en el primer semestre de 2021, 5.3% menos que el mismo periodo del año anterior, explicado principalmente por i) impactos derivados de la situación de orden público durante los meses de mayo y junio, y ii) la menor producción temporal de Castilla, campo que se ha venido restableciendo paulatinamente luego de superada la restricción asociada al manejo de agua.

La producción del segundo trimestre fue de 660.900 bped, disminuyendo 2,5% frente al segundo trimestre de 2020. Durante los seis primeros meses del año, se perforaron y completaron 179 pozos de desarrollo.

Gas natural y GLP

Por su parte, la producción de gas natural y GLP presentó un incremento del 10,2% frente al primer semestre de 2020 y del 8.2% frente al segundo trimestre del año anterior, apalancado principalmente en la mayor producción del Piedemonte, Hocol y Permian (Estados Unidos).

Durante el segundo trimestre la contribución del gas natural y el GLP al total de la producción fue del 20,6%, con un margen EBITDA combinado del 54.1%.

“En relación con nuestras operaciones en la cuenca Permian en Estados Unidos (shale), destacamos el inicio de producción de 31 nuevos pozos durante el trimestre, para un total de 75 pozos desde el inicio de la operación, (22 en 2020 y 53 en lo corrido de 2021). Así mismo, resaltamos el aporte de 21.200 bped antes de regalías durante el segundo trimestre, equivalente a 16.100 bped neto Ecopetrol después de regalías”, agregó Bayón.

Proyectos piloto y refinación

Al cierre del trimestre, fue aprobada la cesión de intereses de participación cruzada con ExxonMobil en los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) en Yacimientos No ConvencionalesKalé y Platero, ubicados en Puerto Wilches (Santander), quedando Ecopetrol como operador, con un 62.5% de interés de participación en Kalé y un 37.5% en Platero.

En Kalé se realizaron encuentros con las comunidades para compartir la descripción y el alcance del proyecto en el marco del desarrollo del Estudio de Impacto Ambiental, mientras que en Platero se realizó el primer diálogo territorial, en conjunto con el Gobierno Nacional y ExxonMobil.

La refinación estuvo marcada por un comportamiento positivo de todas las unidades de negocio, apalancado por la estabilidad de las operaciones, la recuperación de la demanda de productos y el suministro de crudos al país. Con la paulatina recuperación de la demanda, las refinerías alcanzaron niveles de carga consolidada similares en los dos primeros trimestres del año, alrededor de 360.000 barriles por día, con un margen bruto integrado de 9,8 dólares por barril para el semestre.

La multilatina obtuvo el primer lugar en el ranking anual de Institutional Investor, publicación líder del sector financiero, por su desempeño entre compañías de Small-Cap del sector de oil and gas en Latinoamérica.

3 de agosto de 2021.   GeoPark ocupó el primer lugar en las ocho categorías evaluadas, entre ellas Mejor CEO, Mejor CFO, Mejor Profesional de Relaciones con los Inversores (IR), Mejor ESG y Mejor Manejo de Crisis de la Covid-19, una nueva categoría introducida en la clasificación de 2021.

El desempeño de GeoPark también fue resaltado en el ranking de la industria en Latinoamérica, el cual incluye a empresas de todos los tamaños, incluyendo las estatales.

El ranking ´2021 Latin America Executive Team’ es publicado por Institutional Investor a partir de encuestas a analistas de buy-side, administradores de fondos y analistas financieros que cubren América Latina. Los resultados de la encuesta reflejan las opiniones de más de 600 profesionales de 308 empresas de servicios financieros.

Estos son los reconocimientos que obtuvo GeoPark en el ranking ‘2021 Latin America Executive Team’ para compañías de Small-Cap del sector de Petróleo, Gas y Petroquímicos:

• Mejor CEO: James F. Park
• Mejor CFO: Andrés Ocampo
• Mejor Profesional de IR: Diego Gully, 1er lugar combinado y sell-side; Stacy Steimel, 2do lugar combinado y 1er lugar buy-side; Miguel Bello, 2do lugar buy-side.

• Mejor ESG: Mejor Manejo de la Crisis por COVID-19

• Mejor Equipo de IR: Mejor Programa de IR
• Mejor Evento para Inversores/Analistas

En el ranking de compañías de todos los tamaños en la industria de petróleo, gas y petroquímicos, los resultados de GeoPark fueron los siguientes:

• Mejor CEO: James F. Park, 3er lugar combinado y 2do lugar sell-side.
• Mejor CFO: Andrés Ocampo, 2do lugar sell-side.
• Mejor Profesional de IR: Diego Gully, 2do lugar sell-side.
• Mejor ESG: 3er lugar combinado y 2do lugar sell-side.
• Mejor Manejo de la Crisis por COVID-19: 3er lugar sell-side.
• Mejor Equipo de IR: 3er lugar combinado y 2do lugar buy-side.
• Mejor Programa de IR: 3er lugar sell-side.
• Mejor Evento para Inversores/Analistas: 3er lugar combinado y 2do lugar sell-side.

Las Asambleas Extraordinarias de Accionistas de Enel-Codensa, Enel-Emgesa y Enel Green Power aprobaron la fusión entre las sociedades Emgesa S.A. ESP (Sociedad Absorbente), Codensa S.A. ESP, Enel Green Power Colombia S.A.S. ESP y ESSA2 SpA (Sociedades Absorbidas).

27 de julio de 2021.   Luego de celebrar las Asambleas Extraordinarias de Accionistas de Enel-Emgesa, Enel-Codensa y Enel Green Power, se aprobó el compromiso de fusión entre las sociedades Emgesa S.A. ESP (absorbente), Codensa S.A. ESP, Enel Green Power Colombia S.A.S. ESP y ESSA2 SpA (absorbidas), en el marco del acuerdo entre Enel Américas controlante de las compañías de Enel en el país y su accionista Grupo de Energía de Bogotá.

Esta reorganización societaria incluye activos de Enel en Colombia, Costa Rica, Panamá y Guatemala. Enel Américas (con un porcentaje del 57.345%) y Grupo de Energía de Bogotá (con un porcentaje del 42.515%) serían los accionistas principales de esta nueva compañía.

De acuerdo con un comunicado de Enel, la operación de fusión traerá beneficios principalmente de cara a:

• Mayor competitividad en el desarrollo verde gracias a las sinergias comerciales y financieras obtenidas a través de la fusión.
• Mayor resiliencia en los flujos de caja de la compañía gracias a la mayor diversificación tecnológica y geográfica de los activos de la nueva compañía.
• Acceso a nuevas oportunidades de desarrollo en Panamá, Costa Rica y Guatemala.
• Convergencia en un solo modelo de negocio, ofreciendo una propuesta de productos y servicios de valor unificado para los clientes y usuarios.
• Creación de una compañía aún más sólida patrimonialmente, con una optimización del manejo administrativo de la nueva sociedad.
• Mejor y más eficiente ejecución de las actividades comerciales y sociales de las Sociedades, sin vulnerar los derechos de terceros.

“Con la aprobación del compromiso de fusión en los órganos corporativos de las compañías, en el marco del acuerdo entre Enel Américas y el Grupo de Energía de Bogotá, damos un paso importante en la materialización de esta alianza transformadora, que ha evolucionado acorde con la realidad de nuestro sector. Esto  nos permitirá aportar de manera significativa a la transición energética en la que el desarrollo sostenible, las energías renovables y la innovación tecnológica son elementos clave para seguir concretando un portafolio de nuevos negocios para crecer”, dijo Lucio Rubio Díaz, director General de Enel en Colombia.

Como se ha venido anunciando, esta alianza público privada, que ya ha demostrado ser exitosa, se enfocará en los siguientes pilares:

• La integración de los activos renovables colombianos y centroamericanos del Grupo Enel, que tienen un sólido perfil de caja, lo que aportará a la solidez financiera de la nueva compañía, cuyo valor patrimonial superará los 30 billones de pesos.
• Apuesta conjunta para las inversiones verdes, lo que permitirá crecer más de un 50% la capacidad instalada de la compañía ascendiendo a más de 5000 MW en 2023.
• Acuerdo sobre pago de dividendos con reglas claras y objetivas. Se prevé un incremento de dividendos ordinarios de más de 2 billones de pesos anuales a partir del 2022. Adicionalmente, se distribuirán todas las utilidades retenidas por un monto total de 2,1 billones de pesos.
• Nueva palanca de oportunidades de crecimiento de largo plazo a través de la entrada en el negocio de las renovables y del acceso a los nuevos mercados de Centroamérica.
• Trabajo conjunto para acompañar el desarrollo de Bogotá hacia una megaciudad sostenible, impulsando proyectos de movilidad eléctrica masiva e individual, automatización y digitalización de las redes eléctricas, nuevos servicios para los clientes, mejora de la calidad del servicio, soluciones de eficiencia y transformación energética a través de la instalación de paneles solares y la modernización del sistema de alumbrado público.  

La Operación de fusión deberá surtir sus pasos de aprobación ante las Asambleas de Tenedores de Bonos de las compañías, para luego someterse a un trámite de autorización previa por parte de la Superintendencia de Sociedades para su posterior perfeccionamiento.

En 2020, se produjo más petróleo y gas natural en Estados Unidos que en cualquier otro país (una tendencia que comenzó en 2014), a pesar de las caídas interanuales desde la producción récord en 2019.

Por: JOSÉ A. ROCA

21 de julio de 2021.   La producción de petróleo y gas natural de EE.UU. en 2020 totalizó 66,9 billones de unidades térmicas británicas (quads), superando los 45,5 quads de Rusia y los 26,5 quads de producción de petróleo y gas natural de Arabia Saudita.

La producción de petróleo y gas natural cayó en los tres países en 2020 tras una rápida disminución de la demanda durante la pandemia de la Covid-19 y las consiguientes caídas de los precios del petróleo crudo, particularmente en el primer trimestre.

Arabia Saudita y Rusia acordaron reducir su producción de petróleo crudo como parte de un acuerdo OPEP +, pero en los Estados Unidos, la reducción de la producción fue en gran parte el resultado de una caída inducida por los precios en las inversiones petroleras ajustadas y, en menor medida, cortes no planificados.

La producción de petróleo incluye varios tipos de combustibles líquidos, incluido el petróleo crudo y el condensado, los líquidos de las plantas de gas natural (NGPL) y el betún.

La producción de petróleo de EE.UU. disminuyó de 31,8 quads en 2019 a 30,4 quads en 2020. El petróleo crudo y el condensado representaron la mayor parte de la disminución, con 1,9 quads. En contraste, la producción de NGPL en 2020 creció en 0.4 quads, impulsada por un aumento en el consumo interno y en las exportaciones de etano.

Las disminuciones en la demanda impulsadas por la Covid-19 afectaron mucho menos la producción de gas natural. En Rusia, la producción de gas natural cayó en respuesta a temperaturas más suaves de lo normal durante el invierno 2020-2021 y al aumento de la generación de electricidad renovable en la UE. La producción de gas natural en Rusia cayó 2,1 quads, casi igual a su caída de 2,3 quads en la producción de petróleo.

Tomado de elperiodicodelaenergia.com

A partir de la obra, se aliviará el cuello de botella del transporte de crudo que se produce en la región neuquina.

Por: JULIA MAESTRI

20 de julio de 2021.   La petrolera angloholandesa Shell quiere aumentar su producción de petróleo en Vaca Muerta. Por ese motivo, anunció que avanzará en la construcción de un oleoducto que se extenderá por 105 kilómetros y que evacuará el crudo desde su área Sierras Blancas a la localidad de Allen, en Río Negro.

Según se informó, la obra le requerirá a la empresa una inversión total que ronda los 80 millones de dólares y se dio a conocer un mes después de que Shell pusiera en funcionamiento la segunda planta de procesamiento de petróleo y gas en la cuenca neuquina, a partir de la cual busca triplicar su producción diaria.

El nuevo oleoducto tendrá 16 pulgadas de diámetro y se estima que podría alcanzar una capacidad de transporte de hasta 120 mil barriles de petróleo por día. Su extensión superior a los 100 kilómetros permitirá conectar el bloque de producción de Shell ubicado en Sierras Blancas, en San Patricio del Chañar, hasta Allen, localidad rionegrina ubicada a 20 kilómetros de Neuquén capital.

Shell estudia la posibilidad de construir una nueva planta de procesamiento, similar a la que ya inauguraron en junio. 

Detalles de la obra

En ese sentido, el gerente de Operaciones de Shell Argentina, Santiago Regis, afirmó que la construcción durará año y medio, y que requerirá una gran cantidad de mano de obra, así como componentes locales.

Por su parte, se detalló que Techint y la neuquina Ingeniería SIMA serán los contratistas que llevarán a cabo la construcción del oleoducto, seleccionados tras una licitación.

Shell quiere ampliar su producción a 42.000 barriles diarios. Se calcula que el oleoducto de Shell entrará en operaciones el último trimestre de 2022 y que formará parte de un proyecto integral para todas las operaciones de la empresa en Sierras Blancas, Cruz de Lorena y Coirón Amargo Sur Oeste. También podrán contratar la utilización de este operadoras terceras, lo que significará un alivio para el cuello de botella que se produce en la evacuación del petróleo de Vaca Muerta.

Fuente: Minuto Neuquén

La inversión total del proyecto asciende a 18,3 billones de pesos y entraría a operar a finales de 2024. A hoy, el avance de obra es del 84,3%, el mismo que al momento de la contingencia en abril de 2018.

15 de julio de 2021.   Empresas Públicas de Medellín (EPM) actualizó el valor de las inversiones necesarias para la terminación del Proyecto Hidroeléctrico Ituango en 2,1 billones de pesos, recursos que asegurarán la entrada en operación comercial de las primeras dos unidades de generación en el segundo semestre de 2022 y las seis unidades restantes entre 2023 y 2025.

Luego de la actualización de las cifras por parte de la Empresa, el total de las inversiones del Proyecto será de 18,3 billones de pesos.

“En estos tres años de recuperación del Proyecto hemos logrado avanzar a un punto en el que podemos saber hoy con mayor certeza la inversión requerida para culminar la futura central y entregar al sistema eléctrico nacional la energía que requiere el país”, indicó Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM.

“Tras la contingencia presentada en abril de 2018, cuando se realizaron las primeras estimaciones de la inversión necesaria para la recuperación del Proyecto, el nivel de incertidumbre era alto, debido a que existían dificultades para acceder a todos los frentes de obra”, señala EPM en un comunicado.

A medida que se han recuperado las zonas que estuvieron inundadas durante 10 meses, entre ellas la casa de máquinas y el complejo de túneles y cavernas, se identificaron con mayor precisión los daños y las labores requeridas para culminar la recuperación y estabilización de Hidroituango.

Con buena energía

Cuando entre en operación comercial con sus ocho unidades, la nueva central generará en promedio 13.500 GWh/año, con lo cual se espera obtener a partir de 2025 ingresos netos comerciales entre 1,5 y 1,7 billones de pesos anuales, dependiendo de las condiciones y precios del mercado.

Con la entrada de Hidroituango se incrementará en un 17% la oferta energética del país con una fuente de energía renovable, lo cual tiene dos efectos relevantes: mayor competitividad en las tarifas de energía a nivel nacional, y un aporte al cumplimiento de los compromisos de reducción de emisiones que asumió Colombia en los Acuerdos de París.

En épocas de sequía, Hidroituango sustituirá energía equivalente a una planta térmica de 750 MW, con menores costos y energía limpia.

Es importante aclarar que estas inversiones actualizadas que precisa el Proyecto para su operación no tienen impacto de alza en las tarifas de la electricidad, debido a que en Colombia hay un mercado en competencia.

El gerente Carrillo Cardoso dijo que “con la solidez financiera y la confianza crediticia del Grupo EPM, los avances positivos en la gestión de las reclamaciones a las aseguradoras y reaseguradoras por la contingencia, la generación interna de fondos y el plan de desinversiones que la Junta Directiva y la administración de EPM preparan para presentar al Concejo de Medellín, en coordinación con la Administración Municipal, se logran apalancar estas nuevas inversiones y el cumplimento del cronograma de entrada en operación y terminación del Proyecto”.

A la fecha, la Empresa ha recibido por la cobertura de la póliza “Todo Riesgo Construcción” 250 millones de dólares y por el amparo de la póliza de responsabilidad civil (daños causados a terceros y a la infraestructura comunitaria luego de la creciente súbita del 12 de mayo de 2018 cerca de 16.900 millones de pesos, y avanza con los procesos de reclamación con las compañías de seguros y reaseguros.

Al revisar el cronograma de actividades, William Giraldo Jiménez, vicepresidente de Proyectos de Generación Energía de EPM, manifestó que “entre las obras más importantes que se necesitan para la terminación de Hidroituango están la recuperación de la zona sur de casa de máquinas y el montaje de las unidades de generación de energía 5 a 8, así como el taponamiento definitivo del túnel de desviación derecho y la galería auxiliar de desviación (GAD)”.

El directivo agregó que “estos recursos también garantizan la continuidad y terminación de las inversiones definidas en el Plan de Acción Específico (PAE) para la recuperación en el territorio del Bajo Cauca antioqueño”.

Fuente: EPM

La ley contribuirá a seguir consolidando a Colombia en sostenibilidad y la incorporación de energías renovables de fuentes no convencionales a su matriz de generación. La ley reconoce al hidrógeno azul y verde como fuentes no convencionales de energía y reglamenta el uso de la geotermia.

12 de julio de 2021.   El presidente Iván Duque Márquez sancionó el pasado 11 de julio la Ley de Transición Energética, que contribuirá a seguir consolidando a Colombia como un referente de sostenibilidad y la incorporación de energías renovables de fuentes no convencionales a su matriz de generación.

“Hoy en Candelaria estamos haciendo historia con la sanción de esta Ley de Transición Energética, que le abre la puerta a nuevas fuentes de generación como el hidrógeno, incentivos para las fuentes no convencionales y un nuevo impulso a la movilidad sostenible”, aseguró Duque Márquez.

La ley reconoce a los hidrógenos azul y verde como fuentes no convencionales de energía, que podrán aplicar a beneficios tributarios como la deducción del impuesto de renta, exclusión de IVA, exención de aranceles, depreciación acelerada, y reglamenta el uso de nuevas tecnologías de generación como la geotermia.

“Este es un hito muy importante que consolida el marco fiscal, comercial y regulatorio para la Transición Energética, ampliando incentivos a nuevas fuentes, además de la inclusión de temas relacionados con almacenamiento de energía, captura, almacenamiento y uso de carbono, y eficiencia energética”, agregó por su parte el ministro de Minas y Energía Diego Mesa.

Además, la norma extiende los beneficios tributarios de exclusión de IVA, aranceles y depreciación acelerada, establecidos en la Ley 1715, a los proyectos de gestión eficiente de la energía. Las inversiones y los equipos de medición inteligente contarán igualmente con estos beneficios.

«En esta ley incluimos nuevas medidas que buscan dinamizar el mercado, agilizando los trámites y las licencias necesarias para el desarrollo de nuevos proyectos. También incorporamos disposiciones para incentivar el transporte de cero y bajas emisiones y garantizar la continuidad en la prestación del servicio de energía eléctrica. Nuestro propósito con esta ley es conducir al país hacia una transformación sostenible del sector energético, que disminuya la dependencia que tenemos en la generación de energía con combustibles fósiles e incorporar a la matriz nuevas fuentes renovables no convencionales», explicó el senador José David Name, autor de la ley

La ley también crea el FONENERGÍA, que articulará y focalizará las diferentes fuentes de recursos para financiar planes, proyectos y programas de mejora de calidad en el servicio, expansión de la cobertura energética, y fortalecerá el Fondo de Energías no Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE).

La sanción de la Ley de Transición Energética se dio en el marco de la inauguración de la granja solar El Carmelo de Celsia. Este proyecto cuenta con más de 33.000 paneles con una capacidad para generar 9,8 MW, equivalentes al consumo de 12.850 familias. Cada megavatio instalado evita la emisión de 640 toneladas de CO2 al año.

Este proyecto contó con una inversión de $38 mil millones de pesos, generó 182 empleos durante su etapa de construcción de los cuales un 23% fueron ocupados por mujeres.

En total 4,5 MW de la energía generada por Celsia Solar El Carmello llegarán a Cargill, propietaria de Pollos Bucanero, los cuales permitirán cubrir un 39,3% de su demanda energética, necesaria para la producción de más de 55 millones de kilos de pollo al año.

El Tribunal de Arbitramento convocado para dirimir las controversias surgidas entre el Grupo Energía Bogotá (GEB) y Enel Américas aprobó en su integridad el acuerdo conciliatorio suscrito por las dos compañías.

9 de julio de 2021.   Según el GEB, “el acuerdo asegura la participación del Grupo en una empresa más robusta y con mayor potencial de crecimiento, con reglas de juego claras y transparentes de gobierno corporativo que protegen el patrimonio de los bogotanos y que impulsa su incursión inmediata y definitiva en el negocio de energías renovables no convencionales (ERNC), paso fundamental para contrarrestar el cambio climático.”

En octubre de 2018, la imposibilidad de solucionar las diferencias entre las partes llevó al GEB a convocar a ENEL Américas a un tribunal de arbitraje. Los temas en discusión eran la menor distribución de dividendos, el manejo de los conflictos de intereses y operaciones con partes vinculadas, las restricciones para ingresar al mercado de energías renovables no convencionales y los desacuerdos frente a las marcas de ENEL Codensa y ENEL Emgesa.

El Tribunal destacó que el acuerdo de conciliación no solo resuelve integralmente las controversias, sino que constituye una oportunidad de crecimiento para el GEB que generará un mayor valor para sus accionistas y permitirá avanzar decididamente en la consolidación de la agenda de transición energética sostenible.

El Tribunal se pronunció favorablemente sobre el acuerdo resaltando que el mismo está conforme al ordenamiento jurídico y que no resulta lesivo al patrimonio de las partes.

El nuevo acuerdo, señala el Tribunal, permite contar con una relación renovada y reforzada, promueve el aprovechamiento de las oportunidades de negocio conjunto, y aporta al mejoramiento de la prestación de los servicios públicos de comercialización y distribución de energía. Lo anterior en un marco de gobierno corporativo que garantiza plenamente el ejercicio de los derechos de sus accionistas.

Alianza transformadora

Luego de celebrar las Juntas Directivas Extraordinarias de Enel-Emgesa y Enel-Codensa, se aprobó convocar a reunión extraordinaria de la Asamblea General de Accionistas el próximo 27 de julio del presente año, con el fin de someter a consideración el compromiso de fusión entre las sociedades Emgesa S.A. ESP (absorbente), Codensa S.A. ESP, Enel Green Power Colombia S.A.S. ESP y ESSA2 SpA (absorbidas), en el marco del acuerdo entre Enel Américas controlante de las compañías de Enel en el país  y su accionista Grupo de Energía de Bogotá.

Es necesario surtir todas las aprobaciones corporativas en los órganos sociales de las compañías, para formalizar esta reorganización societaria que incluye activos de Enel en Colombia, Costa Rica, Panamá y Guatemala. 

Enel Américas (con un porcentaje del 57.345%) y Grupo de Energía de Bogotá (con un porcentaje del 42.515%) serían los accionistas de esta nueva compañía. Enel Colombia, no sólo trabajará por Bogotá, sino que desarrollará oportunidades de crecimiento en mercados comunes nacionales e internacionales, donde ambas compañías tienen presencia, abriendo paso a importantes sinergias que fortalecerán la competitividad empresarial.

“Estamos muy satisfechos de haber podido encontrar junto a nuestro socio Grupo Energía de Bogotá, un camino de oportunidades para fortalecer la alianza público-privada que se creó hace 24 años. Un nuevo acuerdo entre socios, con reglas de juego claras, objetivas, acordes con la realidad actual del sector”, manifestó Lucio Rubio director General de Enel en Colombia.

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.