Categoría: Industria

Carrillo fue viceministro de Agua y Saneamiento Básico, y Superintendente Delegado para Acueducto, Alcantarillado y Aseo de la Superservicios. Remplaza a Alejandro Calderón Chatet, que solo estuvo 8 días en el cargo.

13 de abril de 2021.   El ingeniero Jorge Andrés Carrillo Cardoso es el nuevo gerente General de Empresas Públicas de Medellín (EPM), luego de que la Junta Directiva de la Empresa recomendara de forma unánime su nombramiento al Alcalde de Medellín, durante la sesión extraordinaria realizada el 13 de abril, con ocasión de la renuncia presentada por Alejandro Calderón Chatet, quien solo estuvo 8 días en el cargo.

Casado, padre de dos niñas de siete y ocho años, Jorge Andrés es ingeniero civil e ingeniero ambiental de la Universidad de los Andes, con maestría en Gerencia Ambiental de la misma universidad.

Fue viceministro de Agua y Saneamiento Básico y durante el ejercicio en este cargo fue Presidente de la Comisión de Regulación de Agua Potable y Saneamiento Básico (CRA), consejero del Consejo Directivo del Servicio Geológico Colombiano, consejero del Consejo Nacional del Agua, consejero del Consejo Nacional Ambiental y Miembro de la Comisión Intersectorial de Cambio Climático.

También fue asesor de la Presidencia de la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco), asesor del Alto Consejero Presidencial para las Regiones; coordinador de medioambiente y recursos hídricos para el plan maestro de la Orinoquía de la Agencia de los Estados Unidos para el Desarrollo Internacional (USAID), Superintendente Delegado para Acueducto, Alcantarillado y Aseo de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, y consultor de la Dirección de Gestión Empresarial del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD), entre otros cargos.

Ha sido conferencista nacional e internacional en temas como: seguridad hídrica, políticas sectoriales de los servicios públicos, regulación de los servicios públicos domiciliarios, economía circular, desarrollo y movilidad sostenibles.

De conformidad con lo establecido por el artículo 10 del Decreto Ley 128 de 1976, en concordancia con el concepto 11001-03-06000-2018-00160-00 del Consejo de Estado, Sala de Consulta y Servicio Civil, del 5 de febrero de 2019, un miembro de la junta directiva de una empresa como EPM sí puede ser nombrado Gerente General.

Sobre el nombramiento, Carrillo Cardoso manifestó: “Para mí es un honor gerenciar EPM. Toda la vida la he admirado, le he tenido cariño y estar al frente de la Empresa es un gran reto. Espero que sigamos trabajando con el talento de EPM y la Junta Directiva para que cada vez más colombianos tengan mejores servicios”.

De acuerdo con estudios de la ANH, el país cuenta con recursos hidrocarburíferos en yacimientos no convencionales que podrían multiplicar por 25 las actuales reservas de gas natural, y por 16 las reservas de petróleo.

Por: MARTÍN ROSAS

7 de abril de 2021.   Colombia es uno de los pocos países del mundo que cuentan con recursos hidrocarburíferos en yacimientos no convencionales (YNC). Y no solo eso, sus condiciones geológicas son de las mejores del planeta para este tipo de formaciones.

Hoy el país se encuentra en medio del debate de si desarrolla o no esos recursos, y el sector está en vilo por la determinación que debe tomar el Consejo de Estado frente a la reglamentación de la técnica de perforación horizontal con fracturación hidráulica, más conocida como fracking.

Se estima que en YNC, el subsuelo colombiano alberga reservas de petróleo del orden de 31.000 millones de barriles y más de 200 terapiés cúbicos de gas natural (TPC), frente a las actuales reservas de 2.000 millones de barriles de crudo y 8 TPC de gas.

Es decir, de darse vía libre a su explotación, las reservas de petróleo y gas se multiplicarían por 16 y 25, respectivamente. “Esta es la magnitud de la oportunidad que tiene el país para hacer una diferencia realmente importante en materia social y económica”, dijo Armando Zamora, presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos, durante un foro virtual realizado por la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP).

De acuerdo con Zamora, esas reservas están concentradas en tres fuentes diferentes de YNC: en shale o roca generadora, en gas metano asociado a los mantos de carbón y una nueva fuente: las arenas bituminosas.

Las reservas del shale oil y shale gas se encuentran concentradas en las cuencas Cesar-Ranchería, Norte de Santander, Cordillera Oriental, Valle Superior del Magdalena y Valle Medio del Magdalena, siendo esta última la que cuenta con el 50 por ciento del potencial en petróleo, mientras que en gas el mayor potencial está en la Cordillera Oriental, con 117,6 TPC.

Por esa razón, los dos primeros pilotos de fracking para evaluar la técnica se realizarán en Puerto Wilches, Santander, por parte de Ecopetrol (Kalé, 76,6 millones de dólares) y ExxonMobil (Platero, 53 millones de dólares). Estos proyectos son meramente experimentales, no son asignación de áreas y no generan derechos de explotación.

Aunque las profundidades a las que se encuentran estos yacimientos son similares a las de los de Estados Unidos y Vaca Muerta (Argentina), entre 1.300 y 5.700 metros, los espesores, el contenido y la calidad del hidrocarburo son mejores en Colombia.

De acuerdo con Zamora, los espesores mas grandes del mundo estaban hasta ahora en Vaca Muerta, entre 15 y 100 metros, mientras que en Colombia están entre 70 y 170 metros en las formaciones La Luna y Tablazo. “Nuestros yacimientos son de la mejor calidad, madurez y condiciones posibles”, dijo el funcionario.

Pero, además de la roca generadora, el gas metano asociado al carbón tiene un potencial de entre 30 y 60 TCF adicionales, en todas las cuencas del país donde hay explotación del mineral.

En cuanto a las arenas bituminosas, que son arenas impregnadas de petróleo, donde Canadá es el líder en este tipo de yacimientos, el potencial es de entre 16.000 y 23.000 millones de barriles, frente a las 2.000 de hoy, concentradas en las cuencas Florencia, San Vicente, Llanos y Río Nare.

“En resumen, podemos llegar a tener hasta 31.000 millones de barriles de petróleo, multiplicando por 16 las reservas actuales, y más de 200 TCF de gas natural, multiplicando por 25 las actuales reservas”, dijo Zamora.

Explotación sostenible

Por su parte, John Padilla, director para América Latina de la consultora IPD, dijo que el desarrollo de los YNC es una de las mejores alternativas para la recuperación económica del país y del sector de hidrocarburos, teniendo en cuanta que la producción de petróleo hoy, de alrededor de 750.000 barriles diarios, es un 25 por ciento menos del pico que se tuvo hace diez años, cuando se llegó al millón de barriles, al tiempo que las exportaciones de hidrocarburos representan el 35% y la Inversión Extranjera Directa el 55%.

Padilla agregó que después de quince años que en Colombia no se realiza un gran descubrimiento convencional, como Caño Limón o Cusiana, las alternativas que tiene el país en materia de hidrocarburos son las aguas profundas y los no convencionales.

También señaló la importancia de los YNC en la generación de fuentes de trabajo, frente a una tasa de desempleo en el país del 17,5 por ciento a comienzos de 2021. Dado que esta técnica es más intensiva en mano de obra, según cálculos de IPD, por cada 250 mil barriles producidos se generan 20 mil empleos.

En términos de protección al medio ambiente, con los desarrollos de las tecnologías aplicadas a los YNC ya no es necesario utilizar agua potable. Padilla señaló que se puede utilizar agua reciclada y agua salada para los procesos. Lo mismo que hay tecnologías para capturar el metano, que es otra de las preocupaciones de las comunidades y los ambientalistas.

Finalmente, Padilla recomienda enfocarse en los siguientes aspectos para que la explotación de los YNC en Colombia sea sostenible:

• Fortalecer las instituciones para garantizar que los recursos generados por los YNC tengan un impacto positivo y real en las comunidades.
• Identificar las necesidades locales a través del diálogo y la negociación.
• Encontrar nuevas alternativas para lograr el apoyo de la sociedad a nivel nacional, y que los interese políticos de corto plazo no se interpongan a los intereses del país.
• Considerar la sostenibilidad ambiental, económica y fiscal para conseguir un desarrollo de largo plazo del sector.
• Aumentar los espacios de diálogo entre los ambientalistas, los políticos y los jóvenes en el ámbito nacional.

Aunque los hidrocarburos se van a seguir usando por algunas décadas más, hay una ventana de oportunidad para explotar los recursos no convencionales, pero la decisión de país se debe tomar ahora, porque puede ocurrir la misma situación del carbón, que se cuenta con ingentes reservas pero cada vez hay menos demanda.

“Hace diez años se decía que había que guardar petróleo para las próximas generaciones; ahora el paradigma es: lo que no aprovechemos hoy se quedará en el subsuelo para siempre”, concluyó Armando Zamora.

Marcela Vaca, directora General de GeoPark, fue elegida por unanimidad como presidente del Consejo Directivo de la ACP para el periodo 2021-2023.

30 de marzo de 2021.   La Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) dio la bienvenida a Marcela Vaca, directora General de GeoPark, quien fue elegida por unanimidad como presidente del Consejo Directivo para el periodo 2021-2023.

El nuevo Consejo Directivo de la ACP, que inicia funciones desde el 1 de abril, está conformado también por Fernando Sarria, presidente de ExxonMobil Colombia, y Óscar Bravo, presidente de Terpel, en calidad de vicepresidentes.

Vaca cuenta con más de 20 años de experiencia en la industria del petróleo y gas. Como directora General de GeoPark es la responsable de todos los activos de la compañía en Latinoamérica.

Asimismo, es una de las cinco mujeres presidentes entre las 100 empresas más grandes de Colombia; y en 2020, fue catalogada por el Oil & Gas Council como una de las 275 mujeres más influyentes del sector minero energético en el mundo y una de las 50 mujeres más influyentes de Colombia según Forbes.

“Es un honor tener a Marcela presidiendo el Consejo Directivo de la ACP, estamos seguros de que con su liderazgo, formación y experiencia aportará de manera sustancial al trabajo del gremio en beneficio del sector de hidrocarburos; además, su nombramiento ayudará a impulsar el esfuerzo de la industria del petróleo y gas en el cierre de brechas de género y en crear espacios y condiciones de participación igualitarios en el sector”, afirmó Francisco José Lloreda Mera, presidente Ejecutivo de la ACP.

Marcela Vaca, Fernando Sarria y Óscar Bravo reemplazan en el grupo directivo del Consejo a Manuel Buitrago, Juan Carlos Ucrós, y Yuri Proaño, presidentes de Gran Tierra Energy, Sierracol y Primax, respectivamente. 

De esta manera, el Consejo Directivo 2021-2023 quedó conformado por las siguientes empresas: GeoPark, Frontera, Parex Resources, Sierracol, ExxonMobil Colombia, Hocol, Canacol, Gran Tierra Energy, Terpel, Primax, Tecpetrol, Drummond, Cepsa, Shell, Noble Energy, Mansarovar, Repsol y PetroSantander. 

Al cierre de la segunda ronda de selección de contratistas para el desarrollo de proyectos de investigación, ExxonMobil obtuvo la aprobación por parte de la ANH.

30 de marzo de 2021.   La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) aprobó hoy la propuesta de ExxonMobil Colombia para realizar el desarrollo de Proyecto de Investigación Integral o segundo piloto de fracking en yacimientos no convencionales.

El proyecto Platero pertenece a la cuenca sedimentaria del Valle Medio del Magdalena, en jurisdicción del municipio de Puerto Wilches, Santander.

La inversión propuesta por parte de la multinacional está estimada en 53 millones de dólares, de los cuales por lo menos el 7% tendrá contenido local en el aprovisionamiento de bienes y servicios.

El proceso realizado por la ANH tenía por objeto seleccionar los Proyectos de Investigación más favorables, entre los presentados por Participantes  Habilitados para suscribir los Contratos Especiales de Proyectos de Investigación, en ejecución de los cuales el Estado obtenga información social, ambiental, técnica, operacional y de dimensionamiento de Yacimientos No Convencionales que requieran el uso de la técnica de Fracturamiento Hidráulico Multietapa con Perforación Horizontal (FH-PH), con el propósito de proceder a su evaluación y adoptar una decisión en relación con el empleo de  la referida técnica en las actividades de exploración y producción de hidrocarburos.

El proceso estaba abierto para la adjudicación de cuatro Contratos Especiales de Proyectos de Investigación, pero solo ExxonMobil presentó la propuesta.

Además de Platero, la ANH ya había aprobado a Ecopetrol el Proyecto Piloto de Investigación Integral Kalé, también en Puerto Wilches.

Por sexto año consecutivo, la BMC tiene crecimiento de utilidades. La BMC le apunta a ser el marketplace del mercado energético.

29 de marzo de 2021.   La presidente de la Bolsa Mercantil de Colombia (BMC) en la Asamblea General de Accionistas que se llevó a cabo el 26 de marzo presentó los resultados financieros y de gestión del 2020. 

El 2020 fue, en términos absolutos, el año con mejores resultados en la historia de la BMC y el sexto año consecutivo de crecimiento de las utilidades. La BMC tuvo ingresos operacionales por 56,471 millones de pesos, que representan un crecimiento del 7,5%, así mismo, la utilidad neta fue de $15.840 millones, que constituye un crecimiento de 14,5%.

Todos los negocios crecieron, excepto el Mercado de Compras Públicas, que se vio fuertemente afectado por la crisis generada por la Covid-19, que implicó un control al presupuesto de todos los niveles de gobierno local y nacional.

Aún así, en 2020 en la BMC se negociaron compras por 1,1 billones de pesos y los ingresos por este concepto ascendieron a 11.788 millones de pesos. Ingresaron 19 clientes nuevos a este mercado y las entidades que accedieron a la rueda de negocios de la Bolsa obtuvieron ahorros por 115.692 millones de pesos frente a sus presupuestos originales.

Eso muestra que la BMC es un escenario ideal para que las entidades públicas realicen sus compras en un mercado transparente, seguro, confiable y efectivo, lo que la convierte en un aliado en el cuidado de los recursos públicos.

La BMC le apunta a convertirse en el mercado para el sector energético, en el cual cuenta ya con una amplia experiencia al haber sido por más de 5 años el gestor del mercado de gas natural.

“Nuestra experiencia y conocimiento, nuestra licencia bursátil y nuestras plataformas nos dan una ventaja competitiva para convertirnos en el Marketplace de los mercados energéticos en Colombia. Este año vamos a lanzar el Interdealer Bróker de Gas Natural, un escenario de negociación para transar los excedentes de suministro y/o capacidad de transporte de gas natural, lo cual facilitará y dinamizará el proceso de interacción entre agentes, y redundará en la transparencia en los mecanismos de formación de precios y de las mismas negociaciones” afirmó María Inés Agudelo, presidente de la BMC.

Así, la BMC trabaja para desarrollar el mercado de comercialización para los contratos de largo plazo de energía.

En 2020 la BMC fue una fuente de financiación no bancaria para los productores agropecuarios y para las empresas proveedoras del Estado mediante sus productos registro de facturas, Repos sobre CDM y órdenes irrevocables de giro. Se registraron facturas por 36.2 billones de pesos, se negociaron repos por 129 mil millones de pesos, 65% más que en 2019, y los proveedores del MCP recibieron financiación a través de las OIG por 236 mil millones de pesos.

La estrategia de la BMC para 2026 busca duplicar los ingresos mediante la diversificación de sus productos, así como aumentar la eficiencia operativa.

“Nuestro compromiso es con el crecimiento rentable, lo que implica un crecimiento sostenido de los ingresos y control al gasto, para alcanzar una mayor eficiencia operativa. Así mismo, seguiremos aportando en la construcción de país, contribuyendo a su desarrollo al facilitar y administrar mercados eficientes y financiación no bancaria, con información, seguridad, conocimiento y tecnología”, puntualizó Agudelo.

En la Asamblea general de Accionistas se eligieron a los nuevos integrantes de junta directiva, la cual quedó compuesta por:

Integrantes independientes: Jorge Enrique Bedoya, Ediardo López Obregón y Giovanna Sardi Blum.

Integrantes patrimoniales: Andrés Rafael Valencia, Sergio Enrique Villamizar, Carlos Andrés Piedrahita, Edwin Cortés Mejía, Mario Jaramillo Escobar y Antonio José Escobar.

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 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.

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.

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.