Categoría: Industria

Del 1,5% en gas y 1,9% en petróleo fueron los descensos en la producción de hidrocarburos en Colombia, frente al mes de diciembre de 2020.

2 de marzo de 2021.   La producción comercializada de gas en Colombia fue de 1.090 millones de pies cúbicos por día (mpcd) durante el primer mes de 2021, lo que significa una disminución de 1,5% frente a lo registrado en diciembre pasado (1.107 mpcpd). En comparación con enero de 2020 (1.116 mpcpd), la producción de este energético tuvo una disminución de 2,3%.

En enero se registró una disminución del gas comercializado en los campos Floreña, Floreña Mirador (Yopal, Casanare) y Chuchupa (Manaure, La Guajira) debido a trabajos de mantenimiento de equipos. 

En cuanto a la producción de petróleo, en el primer mes de 2021 fue de 745.247 barriles promedio día, una disminución de 1,9% frente a los datos reportados en diciembre pasado (760.016 bpd). Con respecto a la producción de enero de 2020 (883.872 bpd), se presentó una disminución del 15,6%.

La disminución durante enero se debió, principalmente, a producción diferida de los campos Castilla y Castilla Norte por restricción en las actividades de vertimiento de aguas de producción, lo que provocó el cierre de aproximadamente 123 pozos perdiendo hasta 17.000 bpd.

Adicionalmente, se presentaron diferidas de menor proporción en los campos Yariguí, Cantagallo (Cantagallo, Bolívar), Rubiales (Puerto Gaitán, Meta) y Akacías (Acacías, Meta), por problemas mecánicos y eléctricos.

Finalmente, durante enero de 2021 se inició la perforación de un pozo exploratorio y 33 pozos de desarrollo en Colombia, según indicó el Ministerio de Minas y Energía.

El premio está abierto a empresas y organizaciones públicas, privadas y comunitarias. Se pueden postular hasta el 31 de marzo. Podrán aplicar con prácticas y proyectos del entorno laboral, de mercado, social, ambiental y de gobierno corporativo.

2 de marzo de 2021.   El Premio Andesco, en su versión 16, representa una oportunidad para reconocer prácticas implementadas por empresas y organizaciones públicas, privadas y comunitarias que sumen valor a la construcción de país, desde una perspectiva de la sostenibilidad en los entornos laboral, de mercado, social, ambiental y de gobierno corporativo.

La convocatoria de 2021 tendrá una categoría especial de cara a la pandemia. Se reconocerán iniciativas que hayan mitigado el impacto de la crisis ocasionada por al Covid – 19 con enfoques de corto, mediano y largo plazo que sean dignas de ser reconocidas, replicadas y que hayan tenido un impacto certero.

Este premio es avalado por la Red de Pacto Global Colombia, una iniciativa de las Naciones Unidas, y en total se entregarán 19 reconocimientos.

Sobre el Premio:

• La inscripción es gratuita.
• Puede participar cualquier organización colombiana legalmente constituida (Empresas del sector público y privado, fundaciones, academia, ONG, etc.)
• Pueden participar organizaciones afiliadas y no afiliadas a Andesco.
• Es posible que una empresa u organización gane más de un premio.
• La información suministrada debe ser veraz. Se harán confirmaciones de manera aleatoria.
• No se recibirán postulaciones fuera del plazo.

Cronograma:

• Miércoles 17 de febrero:          Lanzamiento del Premio

• 18 de febrero a 31 de marzo:  Postulación de prácticas

• 5 de abril a 4 de junio:              Revisión Andesco

• 16 de junio a viernes 16 julio: Revisión de jurados

• 27 de julio a 20 de agosto:      Verificación auditoría externa de CROWE

• Viernes 27 de agosto:              Publicación de finalistas

• Viernes 24 de septiembre:       Anuncio de ganadores en la ceremonia de premiación

• Viernes 15 de octubre: Presentación de los ganadores e intercambio de experiencias.

Toda la información, fichas y bases del reconocimiento se encuentran en: https://www.andesco.org.co/premio-andesco-2021/

El Grupo propondrá a la Asamblea de Accionistas un dividendo por acción de $178, un aumento del 27% frente al decretado sobre las utilidades del 2019.

1 de marzo de 2021.   En un año tan complejo y retador por la pandemia de la Covid-19, el Grupo Energía Bogotá (GEB) reportó positivos resultados financieros. Los ingresos consolidados aumentaron 5% al pasar de $4,89 billones en 2019 a $5,13 en 2020.

Por su parte, la utilidad neta atribuible al GEB aumentó 36%, al pasar de $1,85 billones a $2,51 billones, y el Ebitda consolidado ajustado se incrementó 17% y llegó a $3,66 billones

De acuerdo con estos resultados se pondrá a consideración de la Asamblea de Accionistas, que se realizará el 29 de marzo, la distribución de $1,63 billones.

El dividendo por acción propuesto es de $178, un aumento del 27% frente al dividendo de $140 decretado sobre las utilidades de 2019, equivalente a una rentabilidad por dividendo del 6,7% con base en el precio de la acción al 30 de diciembre de 2020.

El dividendo por acción corresponde a un dividendo ordinario por $147, y uno extraordinario por $31.

Termoyopal aumentó su capacidad instalada a 200 MW y recibirá un incentivo, definido por la CREG, por entregar antes de la fecha prevista las Obligaciones de Energía en Firme que le fueron asignadas en la subasta de Cargo de Confiabilidad de 2019.

28 de febrero de 2020.   Fue inaugurada la ampliación y modernización de la planta térmica a gas natural Termoyopal, en el departamento de Casanare, que contempla tres nuevas unidades de generación, cada una con una capacidad de 50 MW.  Estas nuevas unidades le permiten a Termoyopal aumentar su capacidad instalada a 200 MW.

“Desde Termoyopal nos llena de alegría haber podido culminar este proyecto antes de la fecha programada, diciembre de 2022. Logro que fue posible gracias al trabajo realizado por cerca de 700 personas que se contrataron teniendo en cuenta la mano de obra local, tanto calificada como no calificada, técnica y profesional, reportando cero accidentalidad en los casi dos años de ejecución de obras, montaje y comisionamiento; sumando a esto, se contó con el cumplimiento logístico que durante la pandemia nos permitió, sin ningún contratiempo, traer equipos desde EE.UU, Bélgica, India y Brasil, entre otros países.

«Adicionalmente, todo esto se realizó sin afectar la operación de la planta, que estuvo siempre disponible generando 110MV, gracias al gran equipo de trabajo con el que contamos en Termoyopal” resalto, Luis Alberto Páez, gerente general del Grupo Termoyopal.

Además, Termoyopal recibirá un incentivo definido por la CREG, por comenzar a operar 22 meses antes de la fecha prevista para entregar las Obligaciones de Energía en Firme que le fueron asignadas en la subasta de Cargo de Confiabilidad de 2019”, dijo, por su parte, el viceministro de Energía Miguel Lotero.  

El proyecto generó alrededor de 700 empleos locales durante su construcción y tuvo inversiones por aproximadamente US$85 millones, de los cuales, US$15 millones se contrataron con empresas de la región.   

Tren del piedemonte llanero 

El viceministro Lotero también realizó una visita industrial al Campo Floreña, ubicado en el corregimiento de El Morro, municipio de Yopal. Este campo, que el primero de marzo cumple un año bajo la operación de Ecopetrol, hace parte de los activos del Tren Piedemonte, el cual produce el 47% de gas natural y el 67% del GLP que consume el país.  

La visita fue guiada por el equipo ejecutivo de Ecopetrol, liderado por el vicepresidente de Desarrollo y Producción, Jorge Osorio; la vicepresidente de Gas, Yeimy Báez; y el vicepresidente Regional Piedemonte, Sergio Hernández, quienes compartieron detalles de las potencialidades de la región y su importancia en el suministro de gas natural para el país. 

“Los activos que integran el Tren Piedemonte son fundamentales para avanzar hacia una matriz energética más amigable con el medio ambiente y mantener la seguridad energética mientras se desarrollan otras fuentes de gas natural, que es el combustible de la transición energética y representa cerca del 16% de la matriz energética de Colombia, por eso es tan importante garantizar la autosuficiencia de este combustible en el país”, aseguró el viceministro Miguel Lotero. 

Obras gracias a las regalías

Como parte de la agenda regional en Casanare, también se inauguró la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales que beneficiará a más de 1.300 familias de la vereda Cupiagua y a parte del municipio. Además, ayudará en la disminución de la contaminación hídrica por vertimiento de aguas residuales sin tratamiento en la quebrada Cupiaguera. 

Este proyecto contó con una inversión total de más de $4.500 millones, de los cuales, aproximadamente $2.000 millones corresponden a recursos del Incentivo a la Producción, que son asignados por el Ministerio de Minas y Energía a los municipios más productores de hidrocarburos del país. Los $2.500 millones restantes corresponden a asignaciones directas del Sistema General de Regalías.  

En el municipio de Aguazul también avanzan las obras de construcción del Parque Recreodeportivo del Arroz, que será inaugurado en mayo de 2021 gracias a las regalías que genera el sector energético. Contará con una inversión superior a los $7.600 millones, de los cuales $3.500 millones provienen del Incentivo a la Producción y más de 2.500 millones de asignaciones directas del Sistema General de Regalías.  

El parque tiene una extensión de 2,5 hectáreas y su objetivo será integrar la sede de la Universidad Tecnológica y Pedagógica de Colombia, el patinódromo, zonas húmedas, mirador, puntos de información turísticos y de hidratación, baterías sanitarias y zonas sanitarias, para convertirse en un centro de recreación turístico y cultural en el municipio. Adicionalmente, el parque estará conectado al municipio a través de dos puentes peatonales y uno vehicular.  

“Casanare es el departamento con mayor producción de gas en Colombia y el segundo productor de crudo. Obras como las que visitamos e inauguramos en el municipio de Aguazul son una muestra de que las regalías que genera el sector minero energético llevan equidad y desarrollo a las regiones. Para el bienio 2021 – 2022 el Casanare cuenta con un presupuesto de regalías de $780.000 millones para seguir invirtiendo en obras que transformen la vida de sus habitantes”, aseguró el viceministro de Energía, Miguel Lotero.  

Los espacios recreacionales fueron entregados a los presidentes de las Juntas de Acción Comunal de los barrios El Altico y San Bernardino. Las obras hicieron parte de un proyecto de valor compartido, asociado a la modernización de las líneas de transmisión de Nueva Esperanza.

26 de febrero de 2021.   En el marco de las acciones de relacionamiento con la comunidad, Enel-Codensa construyó y entregó seis parques a las comunidades de los barrios El Altico y San Bernardino, en el municipio de Soacha.

Los parques forman parte de los proyectos de valor compartido que la Compañía desarrolló mientras se llevó a cabo la modernización del llamado Corredor No.3 de líneas de alta tensión del proyecto Nueva Esperanza, ubicado en este municipio de Cundinamarca.

La gestión de servidumbres, requerida dentro de los trabajos de normalización del corredor de líneas, requirió una inversión de aproximadamente $30.000 millones de pesos, de los cuales $4.330 millones fueron destinados para la compra de trece predios, cuyas viviendas estaban ubicadas dentro de la zona de seguridad de la línea de trasmisión. 

El gerente general de Enel-Codensa, Francesco Bertoli, explicó que “como parte de la política de sostenibilidad de la compañía, las familias que habitaban en la zona de seguridad de las líneas tuvieron un acompañamiento profesional en su proceso de búsqueda de un nuevo sitio para vivir, garantizando que estuvieran en igual o mejores condiciones”.

 Por su parte, los parques, localizados en una zona que no contaba con este tipo de espacios, ahora benefician a más de 1.500 familias. En el área de El Altico, en donde se ubican cinco de los trece predios, se están beneficiando cerca de 800 hogares, incluyendo los barrios Divino Niño Bajo, San Germán Villa Social y Santa Isabel. Así mismo, en el sector de San Bernardino y los barrios aledaños: San Marcos, El Sol y Autopista Sur, se están beneficiando alrededor de 700 familias.

Para construir los parques, Enel-Codensa tuvo que demoler las viviendas existentes y luego adelantar la construcción de los pisos nuevos y cerramientos, un trabajo que se realizó conjuntamente con la administración municipal de Soacha y tuvo una inversión de cerca de $1.350 millones adicionales.

Paralelamente, se realizaron talleres con la comunidad para trabajar en el diseño de los parques, lo que generó mayor aceptación y sentido de pertenencia. Inclusive, en estos espacios la comunidad definió los nombres de cada uno.

Barrio El Altico:

• Parque Fundadores, en homenaje a los fundadores del barrio.
• Parque Primavera, en honor a los niños, quienes reflejan la alegría de la primavera.
• Parque Nueva Esperanza, en homenaje al proyecto desarrollado por Enel-Codensa y que significó la posibilidad de tener estos espacios. 

Barrio San Bernardino

• Parque Balsa de Oro, en honor a la leyenda de El Dorado.
• Parque Camino Real, en honor al antiguo camino real, que comunicaba Soacha con Fusagasugá, y que pasaba por donde está el barrio actualmente.
• Sol y Luna, en honor a los antiguos dioses Muiscas.

 Para el equipamiento de estos espacios, se adquirieron máquinas biosaludables (24 unidades), módulos infantiles (6 unidades), esculturas en material reciclado (17 unidades) y follaje artificial (230 metros cuadrados), todo con llantas recicladas. En este trabajo se intervinieron 420 metros cuadrados de muro.

“Los parques se entregaron en comodato a la comunidad de los barrios El Altico y San Bernardino, en cabeza de sus respectivos presidentes de Junta de Acción Comunal, con el objetivo que sea la misma comunidad la que cuide, disfrute y conviva alrededor de estos espacios de recreación,” concluyó Francesco Bertoli.

Ecopetrol anunció las reservas probadas a 31 de diciembre de 2020 de petróleo, condensado y gas natural de su propiedad (reservas 1P, de acuerdo con la denominación internacional estándar), incluyendo su participación en filiales y subsidiarias.

19 de febrero de 2021.   Al cierre de 2020, las reservas probadas netas de Ecopetrol fueron de 1,770 Millones de Barriles de Petróleo Equivalente (MBPE), esto representa una disminución de 6.5% con respecto al 2019 (1,893 MBPE).

En un comunicado, la Empresa también indica que el índice de reemplazo de reservas fue de 48% y la vida media de reservas equivale a 7.5 años. Las reservas de gas representan el 29% de este volumen, con una vida media de 10.1 años, mientras que las de líquidos el 71% restante, con una vida media de 6.8 años.

La reducción de las reservas probadas fue ocasionada principalmente por la caída en 32% de los precios de los hidrocarburos utilizados para la estimación. Conforme a la metodología SEC, el precio marcador Brent utilizado para la valoración en el 2020 fue de US$43 por barril versus US$63 por barril en 2019.

Ecopetrol estima que el efecto precio implicó una disminución sobre las reservas de 215 MBPE, el cual fue contrarrestado por una adición de 114 MBPE atribuibles a nuevos proyectos de perforación en diferentes campos, como Rubiales y Caño Sur. Adicionalmente, se obtuvieron revisiones positivas por 30 MBPE debido al buen desempeño en producción y optimización de variables técnico – económicas en campos como Rubiales, Castilla y otros en Norteamérica.

Las reservas fueron estimadas con base en los estándares y metodología de la Securities and Exchange Commission (SEC) de los Estados Unidos. El 99% de las reservas fueron certificadas por cinco reconocidas firmas especializadas independientes (DeGolyer and MacNaughton, Gaffney, Cline & Associates, Netherland, Sewell & Associates, Ryder Scott Company and Sproule).

Sobre el descenso en las reservas de gas natural, Orlando Cabrales Segovia, presidente de Naturgas, señaló que “es un llamado a continuar con los proyectos exploratorios en el piedemonte llanero, darle viabilidad a los proyectos en el mar Caribe y a los pilotos en yacimientos no convencionales del valle del Magdalena Medio. Colombia tiene un gran potencial de gas natural en esta región y esto contribuirá a seguirle llevando un combustible limpio a los más de 10 millones de usuarios.”

En términos de Recobro Mejorado, Ecopetrol presentó una variación positiva de 113 MBPE debido a la incorporación de reservas por nuevos proyectos asociados primordialmente a inyección de agua en campos como Chichimene y Castilla.

Adicionalmente, en Extensiones y Descubrimientos avanza en la progresión de reservas probables y posibles a reservas probadas en el campo Rubiales, debido a la continuidad de la operación de perforación, entre otros. En cuanto a Descubrimientos se presentan las comercialidades de los campos ESOX en el Golfo de México y Andina en Colombia.

Por otro lado, en ventas se tiene la cesión del interés de Hocol en los campos de La Punta y Santo Domingo por un valor de 1 MBPE y en compras se reportan 29.9 MBPE correspondiente a la adquisición del 43% del activo Guajira (Chuchupa y Ballena) por parte de Hocol.

Las mayores contribuciones al balance de reservas provienen de los campos Castilla, Chichimene, y Rubiales, los cuales son operados directamente por Ecopetrol.

El 85% de las reservas probadas son propiedad de Ecopetrol S.A., mientras que las otras empresas del grupo contribuyen con el 15%.

Se destacan proyectos para la sostenibilidad ambiental como la actualización de su Planta de Tratamiento de Aguas Residuales que completó un avance del 74%.

18 de febrero de 2021.   La Refinería de Barrancabermeja de Ecopetrol, que celebra 99 años de existencia, planea inversiones por US$777 millones (alrededor de $2,7 billones) al 2023, en desarrollo de su plan de actualización y reposición tecnológica para continuar asegurando su sostenibilidad operacional y ambiental.

Dicho plan tendrá énfasis en la protección del agua, la reducción de emisiones y mejoras en la calidad de los combustibles, temas con los que está comprometida Ecopetrol desde su estratégica de sosTECnibilidad.

Estas nuevas inversiones se suman a los US$721 millones que Ecopetrol ha destinado en los últimos seis años para que la mayor refinería del país se mantenga actualizada tecnológicamente y continúe siendo un activo estratégico para producir los combustibles requeridos.

La refinería inició operaciones el 18 de febrero de 1922 con un alambique sencillo que usaba la leña como fuente de calor para destilar crudo y una producción de 1.500 barriles por día.

Hoy, 99 años después, procesa en promedio 225 mil barriles por día de crudo y está integrada por 54 unidades de refinación, 32 de servicios industriales, un centro de optimización desde donde se comandan sus operaciones de manera remota, integrada y segura, y más de 315 tanques de almacenamiento.

El plan de inversiones a 2023 prioriza proyectos que aseguran el cumplimiento legal y ambiental, para reducir los impactos al medio ambiente en recursos como agua, aire y suelo. Una de esas iniciativas es la actualización tecnológica de la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR) que ya registra un avance del 74% en su ejecución.

Así mismo, contempla la renovación de colectores para mejorar la confiabilidad del sistema de segregación de aguas y el proyecto de control de emisiones SOx de las plantas de azufre, actualmente en desarrollo de ingeniería básica.

Adicionalmente, continúa la ejecución de proyectos como la actualización y ampliación de la unidad de Hidrocracking Moderada (HCM), que permitirán cumplir con la meta de suministrar gasolina de 30 partes por millón de azufre (ppm) en 2025 y de 10 ppm en 2030.

“Cada día la refinería asume metas más retadoras para seguir aportándole a la seguridad energética del país de una manera sostenible. Desde Ecopetrol también queremos reconocer el trabajo de nuestras empresas aliadas para alcanzar los más altos estándares del talento humano certificado en competencias y tecnología de última generación”, dijo Arturo Saldarriaga Corrales, gerente encargado.

En 2021 la refinería de Barrancabermeja continuará ejecutando los programas de paradas de planta para asegurar la confiabilidad e integridad de las unidades, tanques y calderas. Dichos trabajos aportarán a la reactivación económica de la ciudad y del departamento de Santander.

En enero la planta industrial generó a través de sus contratos comerciales 2.187 puestos de trabajo con dedicación exclusiva, de los cuales el 93% fueron mano de obra local.

El Ministerio de Hacienda aceptó la oferta presentada por Ecopetrol para adquirir el 51,4% de las acciones de ISA y le otorgó exclusividad en las conversaciones hasta el próximo 30 de junio.

15 de febrero de 2021.   En desarrollo de lo revelado al mercado el pasado 8 de febrero, acerca de la aceptación por parte del Ministerio de Hacienda y Crédito Público (MHCP) de la Oferta No Vinculante presentada por Ecopetrol para la adquisición del 51.4% de las acciones en circulación de Interconexión Eléctrica S.A. (ISA), Ecopetrol y el MHCP suscribieron un Acuerdo de Exclusividad el 12 de febrero de 2021.

En virtud de este Acuerdo de Exclusividad, las partes desarrollarán conversaciones preliminares no vinculantes sobre los términos y condiciones de la posible transacción.

El periodo de exclusividad inicialmente está previsto finalice el próximo 30 de junio de 2021 salvo que las partes de mutuo acuerdo decidan extenderlo. Durante este periodo, Ecopetrol desarrollará actividades de debida diligencia sobre ISA y el MHCP se compromete a negociar de manera exclusiva con Ecopetrol.

Con equipos de la más alta tecnología se monitoreará el aire, el agua y la sismicidad. A los parámetros ambientales se les hará seguimiento antes, durante y después de la ejecución del piloto. La medición estará a cargo de laboratorios acreditados por el Ideam y el Instituto Colombiano del Petróleo.

10 de febrero de 2021.   Ecopetrol informó que para el proyecto de Investigación Integral en Yacimientos No Convencionales, que se realizará en Puerto Wilches (Santander), denominado Kalé y donde se evaluará la técnica del fracking, se realizará un riguroso monitoreo ambiental, de sismicidad y operativo, el cual tendrá en cuenta más de 200 parámetros.

Lo anterior está alineado con el marco normativo expedido para los Proyectos Piloto de Investigación Integral (PPII) en Yacimientos No Convencionales.

El monitoreo comenzará a ejecutarse desde el momento en que inicie el levantamiento de las líneas base para el Estudio de Impacto Ambiental y continuará durante la fase de ejecución del piloto y posterior a su terminación. Todo ello con el propósito de hacer un adecuado seguimiento y análisis al desempeño ambiental del proyecto.

La información recopilada se conocerá públicamente a través del Centro de Transparencia del Ministerio de Minas y Energía, lo que facilitará el conocimiento y seguimiento a las actividades del piloto por parte de las comunidades y otros grupos de interés.

El esquema integral de monitoreo incluye la instalación de equipos de alta tecnología para realizar mediciones a determinados parámetros de calidad de agua y de aire, así como de meteorología, información que también servirá para las diferentes actividades agroindustriales que se realizan en la zona.

Estos equipos de medición cuentan con tecnologías de Estados Unidos, Alemania, Japón y Colombia. Algunas de las soluciones innovadoras también han sido hechas en el país, e incluyen prototipos de monitoreo ambiental desarrollados por jóvenes investigadores de universidades colombianas.

Para la medición de la calidad del aire se utilizarán equipos que incorporan tecnologías que recogerán muestras de manera automática, lo que permitirá un monitoreo permanente. En el agua se realizarán mediciones con tecnología usada internacionalmente, para monitorear en sitio los acuíferos de la zona de influencia del piloto.

Para monitorear la sismicidad, se instalarán seis estaciones que operarán en tiempo real y permitirán hacer seguimiento y control a las operaciones.

A su vez, el monitoreo operativo se realizará de manera permanente con la observación de variables clave para el control y aseguramiento de las actividades de perforación, fracturamiento hidráulico, limpieza, inyección de agua de retorno y dimensionamiento del yacimiento.

Adicionalmente, Ecopetrol avanza en la construcción de un laboratorio móvil que se ubicará en el área del piloto para realizar otros análisis, generar espacios de pedagogía, transferencia de tecnología y participación de las comunidades en esta actividad.

El sistema de monitoreo integral, además de garantizar el cumplimiento de la rigurosa normativa de los PPII y la objetividad de los datos, le permitirá a Ecopetrol tomar decisiones oportunas con base en información técnica y científica durante el avance del piloto.

Andeg se consolida como nuevo aliado del DNP, GRI y PNUD en la iniciativa Nacional – SDG Corporate Tracker, una apuesta para la promoción de la medición y el análisis de la contribución del sector privado a los Objetivos de Desarrollo Sostenible en Colombia

9 de febrero de 2021.  La Asociación Nacional de Empresas Generadoras (Andeg), formalizó su participación como aliado implementador en la iniciativa nacional SDG Corporate Tracker, promovida por el DNP, el GRI y el PNUD, con la que se apuesta a la promoción de la medición y el análisis de la contribución del sector privado a los Objetivos de Desarrollo Sostenible – ODS en Colombia, a partir de indicadores basados en estándares GRI.

Para iniciar, Tebsa, Proeléctrica, Gensa, Termovalle y PrimeEnergía, afiliadas de Andeg, harán parte de esta apuesta para visibilizar las gestiones sostenibles que adelanta el sector termoeléctrico para que el país alcance los ODS.

“Con la información que se aportará para el SDG se logrará visibilizar las acciones del sector de generación de energía térmica en materia de desempeño ambiental, social y económico, datos que se extraerán para complementar el Informe de Sostenibilidad de la Asociación, que se viene elaborando desde 2018 y que se seguirán publicando como parte de la rendición de cuentas de las empresas asociadas” afirmó Alejandro Castañeda, director ejecutivo de Andeg.

Gracias a la elaboración de estos informes, las empresas afiliadas a Andeg han podido comunicar cómo gestionan sus impactos, cuánta inversión generan y cuáles han sido los efectos positivos que han resultado de implementar sus programas de responsabilidad social empresarial, así como sus iniciativas de gestión social, y protección y conservación de los recursos naturales y del entorno en el desarrollo sus actividades y obligaciones ambientales.

Además, se destaca el aporte realizado en materia económica con pago de impuestos, transferencias del sector eléctrico, entre otras, lo cual demuestra el esfuerzo de las térmicas por contribuir a las diferentes metas de los 17 ODS.

“Participar en esta iniciativa del SDG Corporate Tracker es una apuesta directa del sector de generación de energía por la sostenibilidad y una clara muestra de su compromiso para este fin. Con la participación de cinco de las empresas afiliadas a la Asociación, Andeg iniciará su labor como aliado implementador para acompañarlas en su camino de reporte y análisis de sus contribuciones a los ODS, aportando a la transparencia y disponibilidad de la información que desde el sector térmico se genera”, señaló Castañeda.