Categoría: Industria

De acuerdo con la entidad, miles de activos energéticos de la Nación no tienen el registro de administrador correspondiente, y se presentan esquemas que no garantizan la sostenibilidad de los proyectos de Sistemas Solares Fotovoltáicos, donde se han invertido millonarios recursos.

15 de junio de 2021.   La Contraloría General de la República alertó por posibles pérdidas en el sector de Minas y Energía por un monto de hasta un billón de pesos.

La Contraloría Delegada para el sector de Minas y Energía, en desarrollo de varias Actuaciones Especiales de Fiscalización y de Auditorías Financieras realizadas en el primer semestre de 2021, estableció situaciones administrativas en siete de las entidades vigiladas que le llevó a establecer 10 alertas de control interno ante el posible riesgo de pérdida de recursos públicos si sobre dichas situaciones no se toman las medidas pertinentes y oportunas.

Las alertas levantadas, la causa y el impacto económico en cada una de las entidades vigiladas son: 

1. REFICAR: 1.956 activos de los 37.992 registrados por la Sociedad Refinería de Cartagena S.A.S. en las dos sociedades SAP a diciembre 31 de 2020, no tienen administrador responsable de los mismos. Impacto económico: US$162.128.045 ($583.660.962.800).

2. Ministerio de Minas y Energía – Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas no Interconectadas (FAZNI): De acuerdo con la Contraloría, se presentan esquemas que no garantizan la sostenibilidad de los proyectos de Sistemas Solares Fotovoltaicos (SFV) generando la pérdida o deterioro anticipado de los activos, sumado a una regulación transitoria de tarifas y subsidios. Además, del desconocimiento de las condiciones de la infraestructura de los SFV y su funcionamiento. Impacto económico: $281.404.775.734.  

3. CENIT Transporte y Logística de Hidrocarburos S.A.S.: No realiza la retención del tributo ordenado del 5% en los contratos de obra pública suscritos por la entidad. (Ley 1106/06 Art.6º). Impacto económico: $41.010.212.362,60. 

4. ECOPETROL: Durante la vigencia 2020 no ejerció la oportuna acción de repetición tendiente a la recuperación de los recursos pagados en diferentes procesos en los cuales fue vencida en litigio, al igual que en algunos acuerdos conciliatorios en los cuales debió indemnizar a la parte demandante. .

Adicionalmente, en ninguno de los casos en los cuales la decisión de Comité de Defensa Judicial y Extrajudicial de Ecopetrol fue la de no iniciar la Acción de Repetición, se evidenció el cumplimiento por parte del Comité de lo establecido en el Decreto 1069 de 2015, en el sentido de informar al coordinador de los agentes del Ministerio Público ante la Jurisdicción en lo Contencioso Administrativo la decisión de no instaurar la acción de repetición, anexando copia de la providencia condenatoria, de la prueba de su pago y señalando el fundamento de dicha decisión. Impacto Económico: $20.465.227.110. 

5. Oleoducto Central S.A. (OCENSA): No realiza la retención del tributo ordenado del 5% en los contratos de obra pública suscritos por la entidad (Ley 1106/06 Art.6º). Impacto económico: $9.547.130.423. 

6. ECOPETROL: No realiza la retención del tributo ordenado del 5% en los contratos de obra pública suscritos por la entidad. Impacto económico: $7.393.404.2917.  

7. Centrales Eléctricas de Nariño (CEDENAR): La entidad no realiza la retención del 5% de la contribución especial sobre los contratos de obra pública. Impacto económico: $2.001.944.800. 

8. Centrales Eléctricas de Nariño y Ministerio de Minas: Si bien la Ley 1940 de 2018 faculta al Ministerio de Minas y Energía para disponer de los recursos para Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) de las centrales de generación de las Zonas No Interconectadas (ZNI), no se justifica continuar realizando estas erogaciones, teniendo en cuenta que según indicaciones de CEDENAR “algunos de los activos se encuentran como no operativos y otra porción, si bien están operativos, ya han cumplido su vida útil y en la actualidad podrían ser más costosos sus mantenimientos”, y estos municipios desde el 2018 ya se encuentran conectados al Sistema Interconectado Nacional. Impacto económico: $1.814.110.964. 

9. Oleoducto de Colombia S.A: No realiza la retención del tributo ordenado del 5%, en los contratos de obra pública suscritos por la entidad. Impacto económico: $822.308.878.  

10. Centrales Eléctricas de Nariño (CEDENAR): El comportamiento de la cartera por concepto de arrendamientos operativos evidencia acumulación de saldos sin gestión de cobro por parte de la empresa, omisión en la supervisión y seguimiento al cumplimiento de las obligaciones pactadas, así como también en la aplicación de las cláusulas octava y décima segunda de los contratos, poniendo en riesgo los ingresos de la entidad. Impacto económico: $263.021.535.

Fuente: Contraloría General de la República. 

Con esta integración la firma tendrá 11 socios con los que, junto con sus equipos, seguirá consolidándose en el mercado legal colombiano. En la foto, de izquierda a derecha: Álvaro Josué Yáñez (hijo), Edna Guillén, Carmen Palomeque, Carolina Mujica, Yadiris Gómez, Álvaro Yáñez.

15 de junio de 2021.   Tras 40 años de liderazgo en el mercado legal y con el propósito de robustecer la oferta de servicios de CMS Rodríguez-Azuero, la firma tomó la decisión de integrar a Yáñez & Asociados, en cabeza de Álvaro Yáñez Peñaranda y Álvaro Josué Yáñez Alsina, para reforzar el equipo de Energía y Derecho Energético, con foco en impulsar los temas relacionados con energías renovables, electricidad, gas y petróleo.

“Nuestro trabajo inicial en el diseño e implementación de mercados energéticos modernos, significa que CMS no es simplemente un asesor de transacciones o proyectos, sino que ayudará a desarrollar el futuro de los clientes; esta es una de las razones principales por la que decidimos integrar a Yáñez & Asociados a nuestra firma: brindarles una asesoría de la más alta calidad junto con un servicio que se destaque por su experiencia y conocimiento en el mercado”, afirmó Juan Camilo Rodríguez, socio Director de CMS Rodríguez-Azuero.

Álvaro Yáñez ha sido asesor de distintas compañías nacionales y extranjeras de los sectores público y privado, incluyendo instituciones financieras, petroleras, industriales y comerciales. De igual forma, ha sido miembro de la Junta Directiva del Banco Franco Colombiano, de la Cámara de Comercio Colombo Francesa y fue miembro fundador de la Cámara de Comercio Colombo Chilena. También se ha desempeñado como profesor de derecho comercial en la Universidad del Rosario y en la Universidad Santo Tomás.

Por su parte, Álvaro Josué Yáñez fue gerente Legal en Pacific Exploration & Production Corp. (hoy Frontera Energy) y actualmente es miembro de Junta Directiva de las compañías canadienses Khiron Life Sciences Corp., y de Momentous Capital Corp. Igualmente, ha sido coordinador académico del programa internacional de petróleo y gas de la Universidad de los Andes y profesor titular de la cátedra de Fuentes de las Obligaciones en la Universidad del Rosario.

“Yáñez & Asociados se integra al equipo de CMS Rodríguez-Azuero con el propósito de unir fuerzas y experiencia en beneficio mutuo y de los clientes de ambas firmas. Consideramos que, en estos tiempos de retos, la consolidación de firmas con más de 40 años de experiencia cada una representa no solo una inmensa oportunidad, sino un voto de optimismo y confianza en los negocios que conjuntamente podremos apoyar en sector de energía en Colombia. En el proceso de toma de decisión entendimos que este es uno de esos casos especiales donde 1+1 es más que dos”, concluyó Álvaro Josué Yáñez, socio de CMS Rodríguez-Azuero.

Con la vinculación de los socios y el equipo de Yáñez & Asociados, que complementa las demás decisiones estratégicas que ha tomado la firma en los últimos años, CMS Rodríguez-Azuero queda conformada por 11 socios y espera crecer en un 20% la facturación total de la firma y un 30% en utilidades.

En la cuarta ronda del Proceso Permanente de Asignación de Áreas (PPAA), la ANH ofrece a la industria petrolera 32 bloques.  

10 de junio de 2021.   Veinte bloques de exploración y producción (E&P), 8 áreas de contratos evaluación técnica (TEA) y 4 bloques nominados por la industria son las áreas que ofrece la Agencia Nacional de Hidrocarburos en la cuarta ronda de PPAA, denominada Ronda Colombia 2021.

Según el presidente de la ANH, Armando Zamora, en las anteriores tres rondas se adjudicaron más de 35 bloques, con lo cual se aspira a reactivar el sector de hidrocarburos en Colombia, luego que en los cinco años anteriores a 2018 no se adjudicaron áreas.

Las 28 áreas ofrecidas por la ANH cuentan con un completo estudio técnico con la información geológica. Las áreas se encuentran en nueve cuencas: Valle Medio del Magdalena, Valle Superior del Magdalena, Llanos Orientales, Sinú-San – Jacinto, Urabá, Choco continental y Chocó y Tumaco off shore.

Dos aspectos que resaltó el director de la ANH es el rediseño de la minuta del contrato de E&P, más ágil y atractivo, y la puesta en funcionamiento de un sistema blockchain para la presentación de la información por parte de las empresas.

Otro anuncio que hizo el presidente fue que en las áreas asignadas en las rondas anteriores que tengan dificultades, las empresas pueden trasladar esas inversiones a los nuevos bloques que se les asignen.

Entre las características del nuevo contrato se dará una fase preliminar de un año para hacer consultas con las comunidades, el período de exploración es de 6 años prorrogables, y el periodo de producción de 24 años también prorrogables.

Hasta el 31 de agosto las empresas tienen plazo para registrarse, pero las que ya estaban inscritas en la tercera ronda no tendrán que hacer nuevo registro. El 7 de diciembre se presentarán las contraofertas; el 17 de diciembre se adjudicarán las áreas sin contraoferta y el 20 de diciembre se adjudicarán las que tengan contraoferta.

Finalmente, Zamora señaló que los bloques ofertados en la costa norte del país tienen vocación de gas y los del centro y el sur del país de crudos pesados.

Al respecto, Andrés Sarmiento, presidente (e) de la Asociación Colombiana de Gas Natural (Naturgas) dijo que «tenemos una expectativa muy grande sobre los anuncios de la Agencia Nacional de Hidrocarburos para La Ronda 2021. Necesitamos dinamizar el mercado para atraer a nuevos jugadores y garantizar la seguridad jurídica.

“Esperamos que en la minuta definitiva se den señales importantes que agilicen los nuevos proyectos y permitan viabilizar nuevas inversiones. Colombia tiene un potencial muy grande de gas natural que podría incluso darnos reservas por más de 100 años. Pero para aprovechar ese potencial se necesita apoyar e incentivar a la industria para ampliar la frontera de hidrocarburos en costa afuera y en yacimientos convencionales y no convencionales.»

Además de los $480 mil millones que ha perdido el sector petrolero en los primeros 40 días de paro, los bloqueos desnudaron la debilidades del sector de distribución de combustibles.

9 de junio de 2021.   El paro nacional y los bloqueos de vías, que ya llevan más de 40 días en Colombia, generaron problemas de desabastecimiento de combustibles en varios departamentos, que dejaron al desnudo las fallas en la infraestructura de suministro.

Así se evidenció en el foro de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) ‘Sector de combustibles, desafíos para la sostenibilidad energética y la movilidad sostenible’.

Efectivamente, los panelistas coincidieron en que hace falta inversiones para asegurar una infraestructura de transporte más robusta y un almacenamiento estratégico de combustibles líquidos para sortear eventos no planeados.

De acuerdo con el ministro de Minas y Energía Diego Mesa, durante los 40 primeros días de paro nacional se dejaron de producir 1,5 millones de barriles de petróleo con pérdidas de $400.000 millones, 2.762 millones de pies cúbicos de gas con un valor de $37.529 millones, y la refinería de Barrancabermeja dejó de cargar 400.000 barriles con pérdidas de $41.800 millones.

Mesa agregó que en el momento más crítico del paro se afectó el suministro de combustibles a 20 departamentos, pero los más afectados curiosamente fueron los mayores productores de hidrocarburos: Putumayo, Meta, Arauca, Casanare, Santander y Cesar.

En cuanto a la distribución, el ministro señaló que 750 estaciones de servicio debieron cerrar operaciones por acciones vandálicas, al tiempo que 676 redujeron sus ventas en más de un 50% y en ocho departamentos las ventas de combustibles cayeron un 33%.

Estas cifras demuestran la fragilidad del sistema de distribución de combustibles en Colombia ante situaciones inesperadas, problemática que ya había sido evidenciada en el Plan de Abastecimiento de Combustibles Líquidos, elaborado por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) en 2019 y actualizado en mayo de 2020.

Los panelistas solicitaron que este plan deje de ser indicativo y se convierta en mandatario, para adelantar las inversiones necesarias.

En ese sentido, Héctor Manosalva, presidente de CENIT, señaló que, dado que los picos de consumo de la gasolina y el diésel en Colombia se darán en 2034 y 2044, respectivamente, es necesario ampliar el sistema de transporte y almacenamiento, para lo cual se requieren inversiones por 500 millones de dólares en siete corredores de poliductos, y dos billones de pesos para construir un almacenamiento para cinco millones de barriles adicionales.

También señaló la necesidad de diversificar los puertos de importación y que, además de Pozos Colorados, se construyan nuevas infraestructuras en Conveñas y Buenaventura.

Por su parte, Mónica Albornoz, gerente de Chevron para Centroamérica y Colombia, coincidió en la necesidad de contar con una infraestructura estratégica de poliductos y distribución para enfrentar eventos no planeados, y solicitó al gobierno revisar la normatividad vigente para hacerla más flexible y liberar la importación de combustibles, permitiendo mayor competencia en el sector.

Finalmente, el ministro Mesa señaló algunas conclusiones y lecciones aprendidas de la actual coyuntura, como la necesidad de fortalecer los planes de contingencia y tener un plan continuidad, aumentar el almacenamiento estratégico, revisar y modificar el reglamento técnico de estaciones de servicio y contar con sistemas descentralizados de distribución de combustibles, entre otros.

Desde ocho hasta más de 100 millones de pesos anuales pueden perder las estaciones de servicio por causa de la contaminación microbiana.

9 de junio de 2021.   La reducción en los contenidos de azufre en la gasolina y el diésel y su mezcla con biocombustibles redujeron los niveles de contaminación de los combustibles líquidos, pero trajeron consigo la contaminación microbiana.

La contaminación microbiana de los combustibles es un problema que afecta no solo a las EDS sino en general a toda la cadena de distribución y usuarios finales del combustible. Los daños que causan estos microorganismos a los motores, tanques y demás partes internas de los vehículos, así como a las infraestructuras de las EDS, se traducen en grandes pérdidas de dinero.

Los combustibles actuales y más limpios, que tienen mayores contenidos de biocombustibles y mínimos de azufre, han generado nuevos desafíos, entre ellos la contaminación microbial, de tal forma que los métodos y procedimientos tradicionales de mantenimiento y control, deben ser revaluados.

“Técnicamente, a través de pruebas de campo y análisis de laboratorio, hemos demostrado que los métodos tradicionales, como el drenado de fondos, el uso de la pomada reveladora del agua y las sondas de medición en la mayoría de los casos ocultan una realidad, y en el peor de ellos exacerban el problema”, explica Luis Orlando Delgadillo, gerente Técnico de Laboratorios SECOT.

“A través de análisis especializados con un equipo de última generación, nos hemos dado cuenta de que no basta con retirar el agua libre y los lodos del fondo de los tanques para hacer un control eficiente de los microorganismos,” explica Delgadillo.

Los costos anuales de los procedimiento tradicionales de mantenimiento en la cadena minorista de combustibles oscilan entre $4’500.000 y $12’000.000, dependiendo del número de tanques y su condición, costos que año tras año pueden estar ocultando una realidad de daños y deterioro de la infraestructura por la acción corrosiva y de degradación de materiales de las bacterias. Situaciones que, dependiendo del tamaño y grado de colonización que tengan esos tanques, pueden generar mantenimientos correctivos adicionales desde los $8’000.000 y que pueden significar incluso la necesidad de cambio de un tanque, cuya inversión no es inferior a los cincuenta millones de pesos.

Un problema que no afecta solo a las EDS

Es indudable el grave daño económico a las EDS, pero no es el único sector en el que los daños causados por los microorganismos afectan al bolsillo de los colombianos, también pasa en la industria, el sector automotor y de transporte de carga.

Un daño mecánico por contaminación microbiana puede detener un vehículo durante uno o varios días, cada uno de los cuales le genera pérdidas al dueño no solo por la reparación, que dependiendo del vehículo puede rondar entre 750.000 pesos para un vehículo liviano tipo taxi con sistema de inyección Euro II y llegar hasta los 50 millones de pesos en vehículos pesados con tecnologías Euro IV o superior, sino también pérdidas por el lucro cesante.

La contaminación microbiana también afecta a las personas del común. Por ejemplo, y como asegura Delgadillo, la revisión y reparación de las diferentes partes de una camioneta diésel afectado por contaminación microbiana, pueden costar fácilmente 4 millones de pesos, porque los microorganismos no solo afectan el tanque, sino también la bomba de inyección, filtros e inyectores, entre otros elementos, que se deben reemplazar o limpiar, además ocasionan pérdida de potencia y mayor consumo de combustible. Este valor puede ser mayor en vehículos más grandes, en cuyos casos puede ser de hasta 17 millones de pesos.

Para evitar que los vehículos sean afectados por la contaminación microbial y, por tanto, que se gasten millones de pesos en su reparación y mantenimiento, hay que cuidar los tanques, los filtros y los inyectores, entre otros elementos que se ven afectados por los microorganismos.

“Para ello se usan productos que se aplican directamente al tanque de combustible, que desintegran los microorganismos del combustible y los que están adheridos en las superficies de todo el sistema, y limpia los residuos de la descomposición”, finalizó el gerente de Laboratorios SECOT.

Las asociaciones profesionales de geólogos y de ingenieros de petróleos (ACGGP y Acipet), presentaron documentos técnicos soportados en la experiencia directa de los profesionales, que fueron aceptados en el proceso y que servirán de soporte en la toma de una decisión. A continuación el comunicado de los dos gremios.

2 de junio de 2021.   La decisión de la Sala Plena de la Comisión Tercera del Consejo de Estado de no aprobar la ponencia del magistrado Ramiro Pazos, envía un mensaje positivo en dirección a que es necesario construir una decisión consensuada sobre el desarrollo del fracturamiento hidráulico en pozos horizontales en Colombia (fracking).

Las asociaciones profesionales de geólogos e ingenieros de petróleos (ACGGP y Acipet), presentamos documentos técnicos soportados en la experiencia directa de los profesionales, que fueron aceptados en el proceso y que servirán de soporte en la toma de una decisión consciente. De otro lado, es importante resaltar que el Consejo de Estado está teniendo en cuenta a las distintas posiciones para tomar las determinaciones sobre este caso.

Es relevante que el fallo sobre el desarrollo de los yacimientos no convencionales sea basado en la evidencia técnica y científica, por lo que resulta trascendental para el país que se pueda recoger información de los Proyectos Piloto de Investigación Integral.

En ese sentido, la designación como nuevo ponente del magistrado Jaime Rodríguez, presidente de la Sección Tercera, envía un mensaje de esperanza en la decisión final del Alto Tribunal, la cual estará basada en derecho y no en la desinformación y argumentación mediática, muchas veces sesgada o con poco fundamento en la realidad técnica y científica actual.

Desde Acipet seguiremos con nuestro compromiso como cuerpo consultivo del gobierno nacional en aportar y apoyar las decisiones que sean beneficiosas para las comunidades y el país, con información veraz fruto del conocimiento, el estudio y el desarrollo de la ingeniería con absoluto respeto del ambiente y el territorio.

Durante abril de 2021 la producción de gas natural creció 27,8% frente al mismo mes de 2020; mientras que la de petróleo cayó 6,3%.

29 de mayo de 2021.   La producción comercializada de gas en Colombia fue de 1.057 millones de pies cúbicos por día (mpcd) en abril de 2021, lo que significa una recuperación del 27,8% frente a lo registrado en el mismo mes de 2020 (827 mpcpd). En comparación con marzo de 2021 (1.091 mpcpd), la producción de este energético tuvo una disminución del 3,1%.

Este comportamiento en la producción durante abril se debió a una menor producción en los campos Nelson (Pueblo Nuevo, Córdoba), Kananaskis (Tauramena, Casanare), Gibraltar (Toledo, Norte de Santander), Cusiana y Cupiagua Sur (Aguazul, Casanare), debido al comportamiento de la demanda de gas en el mes.

Durante los primeros cuatro meses de 2021 la producción promedio de gas comercializado en Colombia registró un incremento del 5,92%, llegando a 1.097 millones de pies cúbicos por día (mpcpd) frente a los 1.035 mpcpd reportados en el mismo periodo de 2020.

En cuanto a la producción de petróleo, en abril de 2021 fue de 745.488 barriles promedio día, una disminución del 6,3% frente a los datos reportados en abril de 2020 (796.164 bpd). Con respecto a la producción de marzo de 2021 (745.427 bpd), no hubo variación.

Este comportamiento estable se debió a la optimización y al restablecimiento de la producción luego de la afectación de diferidas en campos como Rubiales (Puerto Gaitán, Meta), Acordionero (San Martín, Cesar), Capella (La Macarena, Meta) y Tigana (Tauramena, Casanare).

En lo corrido del año, la producción promedio de petróleo alcanzó 745.522 barriles promedio día, lo que muestra una reducción del 12,6% frente al mismo periodo de 2020, cuando se tuvo una producción de 853.884 barriles día.

Finalmente, durante abril de 2021 se inició la perforación de 2 pozos exploratorios y 38 pozos de desarrollo en Colombia, para un total en lo que va del año de 9 pozos exploratorios y 123 de desarrollo. Además, durante este mes se adquirieron 302,5 kilómetros de sísmica 2D equivalente, para un total en el año de 592 kilómetros.

La Asociación Nacional de Empresas Generadoras (– Andeg), desarrolló la octava versión de su foro energético, cuya temática estuvo centrada en la coyuntura en torno a la energía, tecnología y sostenibilidad del sector, en el contexto del proceso de transición energética que lidera el Gobierno Nacional.

Bogotá. 27 de mayo de 2021.   Durante el desarrollo del Foro Energético de Andeg se llegó a la conclusión de que el país debe poner metas relaistas de disminución de CO₂, y en la Transición Energética tener en cuenta el aporte que cada energético puede hacer, incluso el carbón, que sigue siendo una gran fuente de recursos para la Nación y con las nuevas tecnologías puede tener un bajo efecto ambiental.

También se resaltó el avance tecnológico para la integración del hidrógeno en la matriz energética, sobre el cual el Ministerio de Minas y Energía ya trabaja en una hoja de ruta y el Congreso estudia un nuevo proyecto de Ley para integrar nuevas fuentes de energía.

Igualmente, se destacó el papel del gas natural licuado (GNL) para la seguridad energética del país, por lo que varios conferencistas concluyeron que se debe ampliar el periodo de vida de la planta de regasificación de Cartagena y construir la de Buenaventura, para darle respaldo al suroccidente del país.

En este mismo contexto, se plantearon los retos más importantes del sector para lo que resta de este año, apuntando a que es un periodo vital para el avance de la entrada en operación de los proyectos asignados en las subastas de Cargo por Confiabilidad y de Largo Plazo que tuvieron lugar en 2019, los cuales contribuirán a la diversificación de la matriz de generación, por lo cual, desde la Asociación se hizo un llamado al Gobierno Nacional para que haya una articulación del desarrollo regulatorio con las necesidades de expansión en el sistema de transmisión nacional, de tal forma que se viabilicen, de forma oportuna, los trámites de conexión de los proyectos de generación.

La agremiación, en cabeza de Patricia Mejía, presidente de la junta y directora de Prime Energía, apoyó la gestión que el Gobierno Nacional ha venido ejerciendo para contribuir al sector, sin embargo también hizo un llamado para continuar construyendo una hoja de ruta de la transformación energética, en la cual, se contribuya a la optimización de los costos del sistema, dando incentivos que aseguren la inversión oportuna de infraestructura eléctrica teniendo en cuenta la modernización de los mercados de energía, la inserción de nuevas tecnologías y el papel del sector de generación para la confiabilidad eléctrica.

“Desde nuestra Asociación, estamos dispuestos y prestos a participar en las discusiones relacionadas con la suficiencia de generación en el mediano plazo en el contexto del abastecimiento y la confiabilidad en el suministro eléctrico, teniendo en cuenta los retos actuales y a futuro que comprenden desde el reciente paro que pausó el abastecimiento de combustibles para generación, la importancia de la energía eléctrica para la reactivación económica y la entrada de fuentes de energía renovables no convencionales que representará cambios en la matriz, escenario en donde las térmicas continuarán jugando un papel de fundamental, brindando el respaldo y la confiabilidad necesarias al sistema”, aseguró por su parte Alejandro Castañeda, director ejecutivo de Andeg.

La carga de la refinería se mantiene en más de 200 mil barriles por día con entregas de combustibles de acuerdo con el consumo en el país.

26 de mayo de 2021.   Desde el pasado 25 de mayo, un grupo de personas, con el respaldo de la Unión Sindical Obrera (USO) obstruye las vías públicas de acceso a la refinería de Barrancabermeja, Santander.

“La situación pone en riesgo el abastecimiento normal de combustibles derivados del petróleo, vulnera el derecho al trabajo e impide la libre movilización de los trabajadores y de las familias que residen en las instalaciones de la refinería”, señaló Ecopetrol en un comunicado.

La refinación de hidrocarburos en Colombia es una actividad de utilidad pública y constituye un servicio esencial para la atención en salud y el transporte de pasajeros.

No obstante, la carga de la refinería se mantiene en más de 200 mil barriles por día, con entregas normales en combustibles, de acuerdo con la demanda del interior del país.

En la actualidad la refinería de Barrancabermeja genera un promedio de 2.500 empleos, a través de empresas aliadas.