Superservicios ordena liquidar Electricaribe

La Resolución establece un plazo de 24 meses para liquidación de la empresa. La actual agente especial de Electricaribe, Ángela Patricia Rojas Combariza, fue designada como liquidadora de la empresa.

25 de marzo de 2021.   La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios expidió la Resolución 20211000011445 del 24 de marzo de 2021, mediante la cual se ordena la liquidación de la Electrificadora del Caribe S.A. E.S.P (Electricaribe).

Teniendo en cuenta que, una vez finalizado el esquema de solución empresarial a largo plazo que garantiza la continuidad en la prestación del servicio de energía y la entrada de dos nuevos operadores (Afinia y Air-e) el pasado 1 de octubre de 2020, la entidad consideró que ya están dadas las condiciones que permitirán la culminación de la etapa de administración temporal en la que se encuentra Electricaribe desde marzo de 2017 y, en consecuencia, se da paso al proceso de liquidación.

Durante la toma de posesión, Electricaribe se mantuvo al día en el pago de sus obligaciones corrientes asociadas con la compra de energía, al igual que la ejecución de inversiones prioritarias con el fin de mejorar la prestación de este servicio.

Cabe señalar que en el periodo de intervención, la empresa recibió apoyo financiero otorgado por el Fondo Empresarial de la Superservicios por $6,1 billones, los cuales se derivaron de recursos propios del fondo, créditos bancarios garantizados por la Nación y créditos de tesorería otorgados por el Ministerio de Hacienda y Crédito Público.

Asimismo, una parte de los recursos corresponden a autorizaciones dadas por el Gobierno Nacional mediante los documentos Conpes (Consejo Nacional de Política Económica y Social) 3875 de 2016, 3910 de 2017 y 3933 de 2018. 

La superintendente Natasha Avendaño García manifestó que: “En esta etapa estamos poniendo punto final a cuatro años de administración temporal de Electricaribe y, a partir de ahora, en el marco de su intervención, hay 24 meses de plazo para adelantar la liquidación de la empresa. En este proceso se establecerán los activos disponibles, así como sus acreencias con el fin de proceder al pago de las mismas hasta donde la disponibilidad de recursos lo permita, tal como lo contempla el Estatuto Orgánico del Sistema Financiero y el Decreto 2555 de 2010.

“Estamos culminando un ejercicio que nos encomendó el presidente Iván Duque y en el que se tomaron trascendentales decisiones de manera conjunta entre el gobierno y la comunidad, con el fin de que todos los ciudadanos de esta zona del país tuvieran un servicio de calidad, con todas las garantías de inversión a corto, mediano y largo plazo”.

¿Qué sigue en el proceso de liquidación? 

●    Con la expedición de la resolución, se establecerán los activos disponibles y las acreencias que tenga Electricaribe, para proceder con el pago de las mismas, hasta donde la disponibilidad de recursos lo permita, tal como lo establece el Estatuto Orgánico del Sistema Financiero y el Decreto 2555 de 2010.

●   La Superservicios designó a Ángela Patricia Rojas Combariza, como agente liquidadora de Electricaribe, quien será la responsable de adelantar el proceso liquidatorio, incluyendo  el emplazamiento a los acreedores, la determinación de los pasivos, la valoración de los activos del inventario y su enajenación; la atención de reclamaciones y el desarrollo del cierre contable de la empresa, entre otros.

●   Notificada la orden de liquidación, se dará aviso a la Dirección de Impuestos y Aduanas Nacionales (DIAN), para que retire a Electricaribe la calidad de agente retenedor y/o autorretenedor de impuestos administrados por esta entidad, entre otras medidas que ordena la Ley

●   Una vez concluidas las etapas del proceso liquidatorio, la liquidadora enviará notificación a la Cámara de Comercio del domicilio de Electricaribe para que se proceda en la cancelación de su personería jurídica.

Así, tan pronto culmine el proceso de liquidación terminará la existencia legal de la empresa.

Ecopetrol anuncia que logrará cero emisiones netas de carbono en 2050

Ecopetrol anuncia emisiones cero de CO2 al 2050

Ecopetrol es la primera empresa del sector de petróleo y gas en Latinoamérica en fijar esta ambiciosa meta, en línea con sus objetivos de transición energética, sosTECnibilidad y mitigación del cambio climático.

25 de marzo de 2021.   En línea con su compromiso para mitigar el cambio climático y avanzar en la transición energética y en su agenda de sosTECnibilidad, el Grupo Ecopetrol anunció su meta de cero emisiones netas de carbono para 2050.

Con esta meta, la empresa ratifica su responsabilidad con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) y con el propósito de limitar el calentamiento global del Acuerdo de París.

El objetivo a 2050 cuenta con metas intermedias y un portafolio de corto, medio y largo plazo, con algunos proyectos ya implementados o en investigación. A 2030, el Grupo Ecopetrol busca reducir en 25% sus emisiones de CO2e (alcances 1 y 2) frente a la línea base establecida en 2019.

Según la estimación de emisiones proyectadas a 2030, esta reducción representaría entre 5 y 6 millones de toneladas menos de CO2e en esta década, lo que equivale a restaurar aproximadamente un área de 500 mil hectáreas, es decir 13 veces el área urbana de Bogotá. Además, a 2030 aportaría cerca del 50% de la meta de reducción que se ha trazado el sector minero energético colombiano. Adicionalmente, Ecopetrol busca reducir el 50% de sus emisiones totales al 2050 (alcances 1, 2 y 3).

La meta del Grupo Ecopetrol contribuye a lograr el compromiso recientemente anunciado por Colombia de reducir el 51% de las emisiones de gases efecto invernadero al 2030.

Las metas de disminución de emisiones para los tres alcances (1, 2 y 3) se medirán en términos de reducciones absolutas y serán revisadas periódicamente en virtud de los avances, madurez y competitividad de tecnologías emergentes, y a la evolución del plan de negocios de la compañía y su Estrategia Corporativa.

“Estas nuevas metas demuestran el compromiso del Grupo Ecopetrol para enfrentar los desafíos ambientales del mundo y realizar una transición energética ordenada y ambiciosa. Nuestro objetivo es consolidarnos como una compañía integral de energía que, además de fortalecer su negocio tradicional, esté a la vanguardia en la lucha contra el cambio climático y en la aplicación del conocimiento, innovación y tecnología para liderar la descarbonización en Colombia y Latinoamérica. Esta ambición se fundamenta en la sosTECnibilidad, un concepto que adoptamos en Ecopetrol y que ubica a la tecnología en el corazón de la estrategia para lograr una gestión sostenible en las dimensiones ambiental, social y de gobernanza”, afirmó Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

Plan de descarbonización

Ecopetrol está implementando un plan de descarbonización que incluye la actualización permanente del inventario de gases de efecto invernadero, un portafolio de reducción de emisiones, la definición de la hoja de ruta para alcanzar el objetivo de cero emisiones netas, y el diseño y ejecución de un portafolio de compensación a través de Soluciones Naturales del Clima.

Este último foco contempla proyectos de deforestación evitada, restauración y siembra de árboles en proyectos agroforestales, entre otros. Adicionalmente, tienen el potencial de reducir de forma eficaz emisiones netas de CO2 y aportar a la Contribución Nacionalmente Determinada (NDC) del país, teniendo en cuenta que las principales fuentes de emisiones de Colombia están asociadas a la deforestación y a cambios en los usos del suelo.

La implementación de este plan ya ha arrojado resultados positivos. En el período de 2010 a 2020, Ecopetrol logró una reducción acumulada de 8,4 millones de toneladas de CO2e, de las cuales 1,7 millones ya han sido verificadas por un tercero.

El resultado de la última década se logró a través de programas de reducción de emisiones fugitivas y venteos, disminución de quemas de gas en teas, iniciativas para lograr la eficiencia energética en las operaciones y la incorporación de proyectos de energías renovables focalizados principalmente en parques solares.

En el corto y mediano plazo, el plan se complementará con un portafolio más robusto de soluciones naturales del clima, así como con iniciativas de biomasa y la maduración de proyectos de energía eólica y geotermia.

En el largo plazo, el Grupo Ecopetrol proyecta desarrollar iniciativas de hidrógeno, captura, uso y secuestro de carbono y almacenamiento de energía a través de baterías, siempre y cuando se garantice la competitividad y efectividad de las alternativas. En ese sentido, la empresa ya inició investigaciones para determinar el potencial para producir hidrógeno verde.

Enorme buque encallado bloquea por completo el Canal de Suez

Buque encalló en el Canal de Suez.

Casi el 10% del comercio total de petróleo por mar y el 8% del comercio mundial de GNL pasa por el Canal de Suez, según datos de la Administración de Información de Energía de EE.UU.

Por: RAMÓN ROCA

24 de marzo de 2021.   Un buque portacontenedores de 400 metros de largo encallado en el Canal de Suez bloquea los buques que atraviesan una de las vías fluviales más importantes del mundo. Esto ha hecho que se produzcan largas colas de buques en el Canal a la espera de que se pueda remolcar el enorme buque.

El Ever Given de 224.000 toneladas quedó varado el martes por la mañana después de perder la capacidad de conducir en medio de fuertes vientos y una tormenta de polvo, dijo la Autoridad del Canal de Suez en un comunicado.

Este incidente afecta directamente a los grandes suministros de combustibles fósiles, tanto de gas como de petróleo. El Canal de Suez es fundamental en todo el suministro en buque de GNL y crudo procedente de Oriente Medio hacia Europa y América.

Ahora, según datos de Kpler, hay una quincena de buques de GNL que sufrirán retrasos. Esto podría conllevar cierta tensión en los precios del GNL tanto en Asia como en Europa.

Pero todo dependerá de lo que tarde el buque encallado en ser remolcado y poder volver al tránsito de buques.

Hay mucho en juego. Casi el 10% del comercio total de petróleo por mar y el 8% del comercio mundial de GNL pasa por el Canal de Suez, según datos de la Administración de Información de Energía de EEUU.

Tomado de: elperiodicodelaenergía.com

Eficiencia energética, el mayor reto de la industria petrolera

La adopción de la eficiencia en la industria petrolera para el desarrollo de operaciones upstream es un imperativa debido a que la mayoría de las reservas probadas del mundo (70%) son de crudo pesado.

17 de marzo de 2021.   La Agencia Internacional de la Energía (AIE) publicó su más reciente reporte sobre el mercado de la energía a nivel mundial (Key World Energy Statistics 2020), el cual analizó y dio a conocer las fuentes energéticas que desempeñarán un rol esencial en el presente y el futuro próximo. De acuerdo con la entidad, los energéticos de origen fósil (petróleo, gas y carbón) originan el 81% del total de la demanda energética mundial, siendo el petróleo la principal fuente con una participación del 31%.

Estas cifras evidencian la posición del petróleo como un recurso estratégico para el mundo, en tanto que de este dependerá un gran segmento de la generación energética a nivel global durante las siguientes décadas. Bajo este escenario, y con muy pocas excepciones como lo pueden ser los países de Medio Oriente, la adopción de la eficiencia como estándar para el desarrollo de operaciones upstream es imperativa debido a que la mayoría de las reservas probadas del mundo (70%) son de crudo pesado.

Colombia, uno de los países de mayor producción de petróleo en América Latina, no es ajeno a la realidad global de la industria, puesto que el 68% de sus reservas corresponden a crudo pesado y solo el 32% a crudo liviano, lo que representa un importante reto dada la significativa participación del petróleo en el PIB y la generación de progreso en el país donde el factor de recobro promedio en sus campos es de 19%.

Frente a lo anterior, es de destacar que entre 2010 y 2019 la industria petrolera aportó más del 5% del PIB nacional y, según estudios de Fedesarrollo, llegó a representar más de la quinta parte de los ingresos corrientes de la Nación.

Asimismo, el petróleo abarca más de la mitad de las exportaciones nacionales y es uno de los principales atractivos de Colombia para los capitales internacionales, ya que cerca del 30% de la inversión extranjera directa (IED) corresponde a este sector.

El sector energético y, particularmente, la industria del petróleo se ha posicionado como una ventaja competitiva que permitió la consolidación de beneficios económicos al ser un catalizador y fuente de empleo, desarrollo e inversión en el país. Sin embargo, ante la inminente escasez de crudo liviano, cada vez es más necesario que las empresas del sector evalúen sus métodos de producción y apuesten por nuevas soluciones.

El crudo pesado (menor a 24 °API) se caracteriza por su alta densidad y viscosidad, las cuales demandan el uso de una mayor cantidad de recursos físicos, humanos e incluso naturales para su extracción, lo que resulta en un aumento de costos y pérdidas en rentabilidad. De ahí surge la urgencia por implementar tecnologías de última generación que ayuden a las empresas del sector a ser más eficientes, a garantizar la autosuficiencia energética y a invertir en sistemas que optimicen la producción de sus yacimientos por medio de un proceso más rentable.

Ante este panorama, la innovación tecnológica surge como aliada para satisfacer las necesidades de demanda del petróleo y provisión de energía por medio de equipos que facilitan la extracción del crudo pesado.

Uno de los métodos que mayor efectividad ha demostrado es la recuperación térmica por medio de la inyección de vapor, cuyo objetivo es aumentar la temperatura del petróleo y disminuir su viscosidad para así dirigir su flujo hacia el pozo productor.

Entendiendo la necesidad de cambiar y mejorar la forma de extracción, empresas como Nakasawa Resources han apostado a la investigación y desarrollo de mecanismos que, basados en la inyección de vapor, garanticen una recuperación mejorada en pozos de crudo pesado. Gracias a esto, hoy la compañía es líder global en la oferta de productos y equipos que han logrado aumentar hasta en un 35% la eficiencia en la capacidad productiva de los yacimientos ya perforados.

Por medio de sistemas como el Super Matroid Heater™ (SMH) y Super Matroid Cyclone™ (SMC), los cuales emiten un vapor del 95% de calidad, Nakasawa ofrece un 12% menos de consumo de agua, un incremento porcentual en la producción de crudo de más del 15% y ahorros de hasta un 25% en costos operacionales. Todo esto se traduce en operaciones más rentables y eficientes.

Las ventajas que ofrece esta técnica van desde la ampliación de capacidades de operación a profundidades mayores a 3.000 pies, hasta el mantenimiento de presión dentro del yacimiento.

De igual forma, en términos de impacto ambiental, la inyección de vapor permite que se genere una menor cantidad de gases de combustión y se está trabajando en sistemas híbridos donde se aproveche el efecto de estos gases al inyectarlos a la formación.

Ecopetrol realiza encuentros para explicar el proyecto piloto de fracking

La empresa abrió una Oficina de Participación Ciudadana en Puerto Wilches como canal de comunicación directa con las comunidades. Rondas pedagógicas, conversatorios con gremios y autoridades, foros y otras acciones de comunicación comunitaria hacen parte de las actividades.

17 de marzo de 2021.   Entre 2020 y marzo de 2021, Ecopetrol realizó más de 320 encuentros de diálogo y participación con comunidades, autoridades, empresarios, trabajadores, sindicatos y legisladores, entre otros grupos de interés, con el fin de explicar el alcance del Proyecto Piloto de Investigación Integral de Yacimientos No Convencionales Kalé que se desarrollará en Puerto Wilches, Santander.

Lo anterior atendiendo las directrices de la normatividad para la realización de los proyectos piloto y en línea con la política de responsabilidad corporativa de la Empresa, que busca fortalecer los mecanismos de participación comunitaria para explicar de una manera transparente el carácter científico del piloto de YNC.

Los encuentros se han realizado mediante diferentes metodologías virtuales y presenciales cumpliendo los protocolos de bioseguridad, tales como rondas pedagógicas e informativas casa a casa, conversatorios con autoridades y gremios, foros, programas radiales y otras acciones de comunicación comunitaria.

A través de estos mecanismos, Ecopetrol ha podido escuchar de primera mano las inquietudes de las comunidades sobre el piloto de fracking y ha establecido los canales para aclarar las dudas y reafirmar que se realizará con rigurosidad técnica y científica.

“En Ecopetrol estamos comprometidos con la ejecución de este proyecto de cara al país y en armonía con el entorno, para hacer de este ejercicio un modelo positivo de construcción de confianza, transparencia y conocimiento colectivo”, dijo Gabriel Combariza, vicepresidente (e) de YNC de Ecopetrol.

La empresa también puso en funcionamiento a finales de 2020 la Oficina de Participación Ciudadana (OPC) en Puerto Wilches, con el propósito de establecer un canal de comunicación permanente para que las comunidades puedan acceder a información sobre el desarrollo de sus operaciones en el territorio. Desde el inicio de su apertura se han atendido 59 solicitudes.

Actualmente el proyecto Kalé se encuentra en el proceso de elaboración del Estudio de Impacto Ambiental (EIA), requisito previo para dar inicio a la fase de licenciamiento. La ejecución de este proyecto es vital para que el país pueda tomar una decisión informada y basada en la ciencia sobre la viabilidad de autorizar en un futuro el desarrollo de los yacimientos no convencionales en una escala comercial.

De ser exitoso el piloto de investigación, Colombia tendría en los yacimientos no convencionales una oportunidad para garantizar la seguridad energética del país, fomentar nuevas fuentes de empleo y dinamizar la economía.

La historia detrás del fallo a favor de Colombia en el caso Electricaribe

Es noticia relevante el triunfo de Colombia en un tribunal internacional, ante el cual interpuso la empresa española Gas Natural Fenosa (hoy Naturgy), controlante de la execrada Electricaribe, una controversia y cuya pretensión era recibir una indemnización de casi $5 billones por una supuesta “expropiación” de la cual habría sido objeto la operadora de red del Caribe colombiano.

Por: AMYLKAR D. ACOSTA*

14 de marzo de 2021.  La historia es esta: A raíz del pésimo servicio que venía prestando desde tiempo atrás Electricaribe, incumpliendo lo que dispone la ley de servicios públicos, al no hacerlo con la eficiencia, calidad y desde luego continuidad requeridas, pero sobre todo ante la inminencia de la cesación de pagos a sus acreedores y a los generadores a la que estaba abocada y el consiguiente apagón, fue menester su intervención y toma de posesión por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos, la cual se hizo efectiva el 15 de noviembre de 2016.

La situación financiera de Electricaribe estaba tan comprometida que, según la auditora externa Deloitte, la empresa estaba en un “claro riesgo de inviabilidad financiera”. Su situación, entonces, no daba más espera.

Al no haberse llegado a un entendimiento que pudiera sortear dicha controversia mediante el arreglo directo entre las partes, GNF procedió a interponer una demanda el 15 de junio de 2018, temeraria por lo demás, ante el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias relativas a Inversión (Ciadi), organismo dependiente del Banco Mundial y con sede en Washington.

Para ello, se escudó en el Tratado bilateral de inversión entre el Reino de España y la República de Colombia firmado en marzo de 2005, el cual entró en vigor en septiembre de 2007. En actitud desafiante e intimidatoria GNF manifestó que “la protección a los inversionistas es condición indispensable para que recursos del exterior continúen llegando”.

Alegaron ante ese tribunal una supuesta “expropiación gota a gota” por parte del Estado al intervenir a Electricaribe y tomar posesión de la misma. Y, en el colmo de su avilantez, después de todo el daño infligido a los usuarios y al país tuvieron la osadía de reclamar una indemnización.

El entonces ministro de Minas y Energía Germán Arce le salió al paso a la avanzada ibérica contra el interés de la Nación y les habló claro: “una intervención no es una expropiación, es el resultado de un incumplimiento de una prestación de servicio”.

Por su parte, el superintendente de Servicios Públicos José Miguel Mendoza les dijo enfáticamente que «aquí no ha habido expropiación de ninguna índole». Y añadió, en forma tajante,“la intervención es una figura reconocida internacionalmente… Existe también en España y se ha usado en casos tan importantes como el de la Caja Castilla». Y concluyó diciendo que  “el Estado colombiano no puede dejar de cumplir la ley, especialmente la ley de servicios públicos, ante la amenaza de demanda». 

Con lo que no contaba Naturgy es que las cosas cambiaron en Colombia desde que en 2011 se creó la Agencia Nacional de Defensa Jurídica de Estado, mediante la Ley 1444, con el propósito de fortalecer las competencias litigiosas públicas, sobre todo en el ámbito internacional. Desde entonces la Nación dejó de ser el paganine de siempre, dada la débil defensa de sus intereses frente a sus demandantes, que siempre llevaban las de ganar.

En el Laudo del Ciadi “se desestimaron las reclamaciones de los demandantes relativas a las violaciones del Tratado” de protección de inversiones entre España y Colombia. Se dice en el mismo que “el Estado no actuó de manera arbitraria o desproporcionada” al intervenir a Electricaribe. Es más, “el tribunal concluye que la intervención fue una medida adecuada e idónea en las circunstancias que prevalecían el 14 de noviembre de 2016”. Se trataba, nada más ni nada menos, afirma el tribunal, de “evitar un posible ´riesgo sistémico´ en el mercado de la energía, así como la incapacidad de la compañía para prestar el servicio de electricidad con la calidad y confiabilidad requeridas por la Ley”.

Además, denegó el argumento esgrimido por GNF de la presunta expropiación, al advertir que “la privación de los derechos de un inversionista en su inversión que lleve a cabo un Estado como resultado de un ejercicio válido del poder regulatorio no se considerará una expropiación indemnizable”. Así fué de contundente el Laudo del Ciadi.

En medio de los avatares y el suplicio que le ha significado al país la pandemia de la Covid- 19 y las aulagas fiscales que afronta el gobierno por el mayor gasto que demandan las medidas de apoyo a las empresas, la protección del empleo y las medidas de protección social, concomitante con los menores ingresos a consecuencia de la recesión económica en 2020, que se ha traducido en un nivel de endeudamiento inusitado e insostenible superior al 60% del PIB, esta noticia se recibe como un bálsamo de alivio.

Con este Laudo arbitral a favor de la Nación queda cerrado este capítulo ominoso de la trapisonda de Naturgy y de paso despeja el camino para que la liquidación de Electricaribe llegue a buen puerto.

*Ex ministro de Minas y Energía y miembro de número de la ACCE.

Estado colombiano ganó demanda de Gas Natural Fenosa por Electricaribe

Con la decisión del Tribunal Arbitral internacional, Colombia no pagará a Gas Natural Fenosa (hoy Naturgy) los cerca de 4,8 billones de pesos ($1.310 millones de dólares) que la multinacional reclamaba por daños y perjuicios por la intervención de Electricaribe.

13 de marzo de 2021.   La multinacional Naturgy demandó a Colombia en 2017 por la intervención de Electricaribe por cerca 4,8 billones de pesos, pero el pasado 12 de marzo el Tribunal Arbitral internacional decidió a favor de Colombia y desestimó en su totalidad las reclamaciones de Gas Natural Fenosa. Gracias a esta decisión el país andino no tendrá que pagar ni un solo peso.

La defensa estuvo a cargo de la Agencia Nacional de Defensa Jurídica del Estado y de las firmas internacionales Sidley Austin LLP y Stanimir A. Alexandrov PLLC, quienes desarrollaron una estrategia para defender todas las medidas del Estado colombiano que fueron cuestionadas por los demandantes.

El director de la Agencia, Camilo Gómez Alzate, resaltó el trabajo exitoso del equipo de abogados de la Agencia y de las firmas internacionales, que le ahorró a los colombianos el pago de cerca de 4.8 billones de pesos.

“Este es el caso más complejo y más cuantioso que tenía Colombia en los tribunales internacionales de inversión. La decisión del tribunal es contundente: Colombia no debe ni un solo centavo a Gas Natural y esto es una señal clara de la seguridad jurídica que existe en Colombia para la inversión”, añadió Alzate.

La Agencia celebró la decisión de la instancia internacional y está convencida del uso de mecanismos alternos de solución de controversias que resuelvan con mayor prontitud los casos. ​

Libro sobre los últimos 25 años de los servicios públicos en Colombia

En ‘De importantes a imprescindibles: 25 años de historia del sector de servicios públicos domiciliarios y comunicaciones, Andesco socializa la primera publicación histórica del gremio.

9 de marzo de 2021.   En 25 capítulos y 150 páginas, la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco) comparte el balance de gestión y desafíos, tras 25 años de historia que le permiten hoy consolidarse como el sector que representa el 7% del PIB de Colombia y que agrupa a las 158 empresas más importantes de cada servicio público.

A lo largo del relato, se presentan las perspectivas empresariales y de gobierno abordando temáticas de energía eléctrica, gas natural, acueducto, alcantarillado, aseo, gestión de residuos, TIC, TV, medio ambiente, sostenibilidad, asuntos jurídicos, legislativos y tributarios.

Además, se narra con detalle los giros de gestión que tuvo el gremio de cara a los desafíos por la pandemia. De hecho, se contrastan con los aprendizajes sectoriales de otros países como Indonesia, Francia y Canadá.

Empresas como Aguas Kpital, Celsia, Enel, Gensa, Grupo Energía Bogotá, Interaseo, Promigás, Triple A y Vanti son protagonistas en esta publicación que destaca el empresariado colombiano y que estará disponible al público en www.andesco.org.co

En 2020 mejoraron todos los indicadores financieros de la BMC

Los ingresos operacionales en 2020 crecieron 8% y la utilidad neta creció 14% respecto a los de 2019. El cuarto trimestre fue el de mejores crecimientos en EBITDA y utilidad neta.

5 de marzo de 2021.   La Bolsa Mercantil de Colombia (BMC) presentó a sus accionistas y al mercado los resultados del cuatro trimestre de 2020, los cuales fueron favorables.

“A pesar de las dificultades del 2020, en la BMC logramos obtener resultados muy positivos y nos consolidamos como fuente de financiación no bancaria para los productores agropecuarios y agroindustriales, así como para los proveedores del Estado, principalmente empresas pequeñas y medianas”, afirmó María Inés Agudelo, presidente de la Bolsa.

La gestión del cuarto trimestre contribuyó a unos resultados satisfactorios para el 2020. Se destaca el crecimiento anual en ingresos operacionales del 8%, el de la utilidad neta en un 14%, y el de la utilidad operativa en un 10%, lo que evidencia el éxito en la estrategia comercial y de control de gastos ejecutada en 2020.

En el cuarto trimestre del 2020, los ingresos operacionales de la BMC crecieron 8% respecto al mismo trimestre de 2019, pasando de 52 mil millones a 56 mil 500 millones de pesos. El EBITDA en el mismo trimestre aumentó 10% versus el mismo trimestre en 2019, pasando de 18 mil cuatrocientos millones a veinte mil doscientos millones de pesos, y la utilidad neta creció 14%, pasando de 13 mil ochocientos millones a quince mil ochocientos millones de pesos.

El registro de facturas, que es una fuente de financiación importante para el sector agropecuario, aumentó 6,4 billones en términos de valor registrado, con un crecimiento del 22% en el 2020, alcanzando un total de 36,2 billones de facturas registradas.

Este mecanismo permite a los productores aplazar el pago del impuesto de renta, liberándoles flujo de caja. En 2020 fue una fuente de financiación importante para los productores y se observó que el 30% de los que registraron facturas eran clientes nuevos. Los sectores con mayor crecimiento en el registro de facturas fueron cereales, alimentos procesados para animales, sector ganadero y aceite y grasas.

Los Repos, que fueron también una fuente de financiación importante para los productores, tuvieron un crecimiento del 65% en el 2020, para un total de 128 mil seiscientos millones de pesos negociados con subyacentes como arroz, azúcar, fibra de algodón, leche en polvo y aceite crudo de palma.

La otra fuente de financiación de la BMC destinada para proveedores del Estado, que son las Órdenes Irrevocables de Giro (OIG), crecieron 51%, pasando de 156 mil millones a 235 mil millones de pesos.

La mayoría de los proveedores del Estado que participan en el escenario de negociación del Mercado de Compras Públicas de la BMC son empresas pequeñas y medianas. En este sentido las OIG son una fuente de financiación para estas empresas.

Por su parte, el Mercado de Compras Públicas, la plataforma de la BMC que ofrece a las entidades estatales la posibilidad de adquirir bienes y servicios a precios eficientes y de manera transparente, en el 2020 registró un descenso de 30% en el volumen de sus operaciones, principalmente debido a la congelación de los presupuestos de las diversas entidades, como parte de las medidas adoptadas durante la pandemia. En el año se negociaron 1,1 billones de pesos en contratación de servicios de alimentación, alimentos, servicios de transporte, de vigilancia y tecnología.

Todos los indicadores financieros de la BMC mejoraron en el 2020. Es así como el ROE pasó de 16% a 18%, el ROA de 14% a 16% y el margen de Ebitda de 35% a 36%.

A comentarios las reglas para la subasta de energía renovable de 2021

De acuerdo con el proyecto de resolución, podrán participar proyectos de Fuentes No Convencionales de Energías Renovables (FNCER), que tengan una capacidad igual o mayor a 5 MW y no hayan adquirido compromisos en las subastas de Cargo por Confiabilidad y de Contratos de Largo Plazo de 2019.

3 de marzo de 2020.   El Ministerio de Minas y Energía publicó para comentarios de los interesados, las reglas que regirán la tercera subasta de Contratos de Largo Plazo en Colombia, que permitirá sumar energía limpia a la matriz energética.

En la subasta se tendrán en cuenta proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) que tengan una capacidad igual o mayor a 5 MW. Los proyectos con capacidad entre 5 MW y 20 MW que deseen participar deberán declarar que se acogen, por la duración del contrato, al despacho centralizado.

El proyecto de resolución también establece que podrán participar únicamente proyectos nuevos que no tengan Obligaciones de Energía en Firme asignadas en la subasta de Cargo por Confiabilidad de 2019 y/o que no hayan suscrito contratos de suministro de energía en la pasada subasta de Contratación de Largo Plazo. Esto con el fin de ampliar la capacidad instalada del parque de generación.

Adicionalmente, estos proyectos deberán estar inscritos en el registro de proyectos de generación de energía eléctrica de la UPME, mínimo en la fase 2, además de contar con el concepto de conexión a la red de transmisión nacional o transmisión regional aprobado por la UPME.

“En 2020 Colombia multiplicó por más de 7 veces la capacidad instalada de fuentes no convencionales de energía renovable no convencional con más de 225 megavatios, y con los proyectos que estarán en operación y construcción en 2022 Colombia estará aumentado en cerca de 50 veces la capacidad instalada que existía en 2018, gracias a las subastas realizadas en 2019. Con esta nueva subasta, seguiremos diversificando la matriz energética, haciéndola más resiliente a la variabilidad climática y aportando a la reducción de emisiones de dióxido de carbono”, aseguró el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

En este propósito de contar con una matriz energética más amigable con el medio ambiente, el Ministerio también dejó en firme la resolución que estipula que el 10% de las compras anuales de energía de los comercializadores del Mercado de Energía Mayorista destinadas a atender usuarios finales, deben provenir de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, a través de contratos de largo plazo.

En 2019 se reglamentó parcialmente este requisito para comercializadores que atienden usuarios regulados, es decir, residencial, comercial y pequeña industria, con una vigencia para 2022. Desde el 2023 esta medida comenzará a regir para la atención de todos los usuarios finales.

Fuente: Minenergía

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