Categoría: Industria

Los Operadores de Red del Sistema Interconectado Nacional (SIN) podrán llevar el servicio de energía eléctrica a través de soluciones aisladas y se les reconocerán, vía tarifa, los costos de inversión y de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) en que incurran.

8 de febrero de 2020.   El Gobierno colombiano, a través del Ministerio de Minas y Energía, habilitó un nuevo mecanismo para que los Operadores de Red del Sistema Interconectado Nacional (SIN) lleven el servicio de energía eléctrica a más hogares a través de soluciones aisladas, es decir, sistemas de generación de energía que no están conectadas al SIN mediante redes de distribución físicas.

La conexión de estos sistemas se realizará a través de los que se denomina como redes logísticas y de servicio, que son las encargadas de prestar el servicio de operación, administración y mantenimiento a esa solución que se instale en los hogares, ya sea individual o centralizada.

Actualmente, en Colombia existe un potencial de aproximadamente 338.000 hogares que podrían tener acceso al servicio de energía eléctrica, gracias a este nuevo mecanismo.

De acuerdo con la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), cerca de 170.000 familias podrían ser atendidas con micro-redes aisladas y 168.000 con soluciones aisladas individuales, principalmente con generación basada en Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER).

“A la fecha, hemos logrado llevar el servicio de energía eléctrica a más de 44.500 hogares, de los cuales, en cerca de 14.000 fue posible gracias a la instalación de paneles solares, y con esta herramienta que hemos habilitado seguiremos transformando la vida de las familias colombianas y ampliando la cobertura eléctrica en lugares donde no es financieramente viable hacer conexiones mediante red física al Sistema Interconectado Nacional”, aseguró el viceministro de Energía, Miguel Lotero.

A través del Decreto 099 de 2021 también se dio aval para que se puedan destinar los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas Rurales Interconectadas (FAER) para la implementación de este tipo de proyectos de expansión de cobertura.

De este modo, también se busca promover la participación de operadores robustos y con amplia experiencia dentro de las zonas aisladas y se hará posible reconocer los costos de inversión y de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) en que incurran, los cuales serán cargados a la actividad de distribución.

Al implementar este modelo de expansión de cobertura se está garantizando la sostenibilidad técnica y financiera de las soluciones aisladas, toda vez que la responsabilidad respecto del mantenimiento y operación de estas estará en cabeza del Operador de Red que desarrolla el proyecto.

Este nuevo mecanismo está alineado con el Plan Nacional de Desarrollo 2018-2022 y atiende las sugerencias de los expertos del Foco 4 de la Misión de Transformación Energética, en el sentido de establecer parámetros adicionales que permitan la vinculación de capital privado en la prestación del servicio público domiciliario de energía eléctrica en las Zonas No Interconectadas (ZNI) por parte de empresas que operan en el SIN.

Un diseño renovado y más intuitivo, además de nuevas funcionalidades, hacen parte de la modernización de la página web para clientes de la compañía. La renovación del portal de servicio al cliente hace parte de la transformación digital que adelanta Enel-Emgesa, en todos los niveles estratégicos de la organización.

8 de febrero de 2021.   Alineada con su proceso de transformación digital, Enel-Emgesa lanzó para sus Grandes Clientes, un nuevo portal web, totalmente renovado y más intuitivo, donde los usuarios pueden acceder a más servicios, trámites e información para el seguimiento y control de su gestión energética.

Dentro de las novedades, los clientes pueden encontrar funcionalidades relacionadas con el acceso que ahora es personal y auto gestionable, la administración de los usuarios, la facturación histórica, estadísticas de consumo e Informes del Mercado Energético del SIN.

Para el gerente de Energy Management de Enel-Emgesa, Fernando Gutierrez Medina “el nuevo sitio web hace parte de la estrategia de innovación y transformación digital de la Compañía, que en este caso plantea mejorar la experiencia digital de nuestros clientes, para facilitar los trámites, el seguimiento, el control del consumo, y el suministro de información de calidad”.

Los usuarios pueden consultar el estado de los embalses, el precio de bolsa de la energía y datos de comportamiento de la demanda. Así mismo, tienen la posibilidad de consultar y descargar el informe de desempeño del contrato, en el cual pueden comparar el precio negociado con el precio de bolsa y con el precio alternativo del Mercado Regulado.

Así, la calidad de la información se traduce en uno de los grandes valores de la renovación, además de la visualización de consumos de energía (activa, reactiva y factor de potencia) que podrán descargar mes a mes, un año hacia atrás.

En relación con el acceso, la novedad radica en que los clientes pueden darse de alta ellos mismos y, también, crear, consultar o eliminar los usuarios que requieran sin ninguna restricción.

En facturación, los usuarios ahora tienen la posibilidad de descargar sus facturas históricas de energía y de servicios técnicos. Adicionalmente, tienen la opción de programar el envío de alertas por email cuando se genere una factura.

“A partir de ahora queda disponible el nuevo portal web para nuestros grandes clientes, con quienes tenemos el constante compromiso de trabajar para fortalecer nuestra propuesta de valor a través de innovación y calidad en la información”, concluye Fernando Gutierrez Medina.

La calidad y la precisión en la información han sido los principales beneficios de las inspecciones acompañadas por los drones, debido a que permiten contar con datos exactos y comprobables para la operación de las centrales.

4 de febrero de 2021.   Como parte de la estrategia de innovación y transformación digital de Enel-Emgesa, y en concordancia con los proyectos de robotización, digitalización e innovación en Colombia, la compañía viene incorporando diferentes drones.

Estas adquisiciones significan para la operación de la empresa, mayor seguridad en procesos de inspección y atención de contingencias que se puedan presentar en la infraestructura de generación de energía eléctrica, y mayores eficiencias.

“Decidimos incorporar drones en gran parte de nuestras labores y proyectos, con el objetivo de dar valor agregado a la operación y tener más análisis de data para tomar decisiones oportunas y mucho más acertadas de cara a la operación de las centrales, los mantenimientos y al manejo de posibles contingencias que se puedan presentar. Con la ayuda de los 18 pilotos que tenemos, los drones nos han permitido llegar a puntos de difícil acceso y, por ejemplo, hacer inspecciones en menor tiempo de manera más segura”, aseguró el gerente general de Enel-Emgesa, Marco Fragale.

El uso de sistemas de aeronaves no tripuladas (UAS, por sus siglas en inglés) o drones, como se les conoce comúnmente, se ha implementado con gran éxito en los últimos años en la ingeniería, topografía, fotogrametría, catastro, ambiente y muchas aplicaciones más, por tal razón la compañía inició un proceso de incorporación y adaptación de productos que complementen actividades convencionales, reemplacen otras e incluso desarrollen nuevo conocimiento.

En ese sentido, los drones de Enel-Emgesa requirieron complementarse con herramientas informáticas, modelos matemáticos y profesionales encargados del proceso y análisis de datos, con los que se pueden realizar mediciones, cálculos, desplegar atributos, realizar diseños e incluso servir como base para análisis más elaborados y complejos.

Dentro de esas herramientas, los Sistemas de Información Geográfica (SIG) se constituyen en la mejor forma de dar utilidad a los datos provenientes de los drones; por eso la compañía está implementando un proyecto denominado “Hydro O&M ArcGIS & Portal”, que recopila todas las características de los Sistemas de Información Geográfica, al que hace parte un grupo de trabajo dedicado al procesamiento y análisis de información obtenida con drones.

Para la implementación del programa se capacitaron y certificaron 18 pilotos que hacen parte de la Compañía y que ahora tienen la tarea de realizar vuelos externos, para hacer inspecciones aéreas de la infraestructura de las centrales de generación; y vuelos internos, para hacer inspecciones de ductos, chimeneas, compartimientos y otros espacios de acceso limitado.

El equipo de drones para vuelos externos se dividió en dos grupos con objetivos diferentes: el primero acompaña un plan de inspecciones que se configura durante todo el año en todas las centrales que hacen parte de la operación de Enel-Emgesa, para obtener imágenes de gran cobertura y precisión; y el segundo apoya la atención de emergencias o imprevistos que puedan presentarse en la infraestructura: fugas de aire, incendios, movimientos estructurales, etcétera.

La calidad de la información obtenida por las aeronoaves ha sido un valor fundamental. Antes una inspección se hacía en un recorrido en el que personal obtenía la información y los datos que podía recopilar. El dron por su parte, permite obtener imágenes que pueden ser vistas en tiempo real por personal especializado o ser analizadas en detalle posteriormente.

De acuerdo con Marco Fragale, “los drones han sido un aporte fundamental en materia de seguridad, han ampliado el rango de inspección y han permitido compartir la información con el personal de los diferentes equipos en tiempo real. Además, reducen tiempos en los procesos, se mitigan riesgos porque los pilotos operan desde zonas seguras y se ahorran recursos”.

La donación inicial será para alumnos de colegios de Ciudad Bolívar, en Bogotá, y para aquellos niños hospitalizados que forman parte del Programa “Aulas Hospitalarias”.

3 de febrero de 2021.  En el marco de la inauguración del Colegio de la Bici, Rodolfo Anaya, presidente de Vanti, hizo entrega simbólica a la alcaldesa de Bogotá, Claudia López de un kit escolar que se suma a los más de 10 mil que Vanti dará en los próximos días a los niños de los colegios con el mayor índice de pobreza de Bogotá y aquellos que están hospitalizados y hacen parte del Programa “Aulas Hospitalarias”.

Los niños beneficiados son de los colegios José María Vargas Vila, Canadá, Sierra Morena, Tesoro de la Cumbre, José Jaime Rojas, Confederación Brisas del Diamante, Paraíso, Nueva Esperanza, Compartir Recuerdo, Tejares y para aquellos alumnos que están hospitalizados pero que gracias al Programa de “Aulas Hospitalarias” de la Secretaría de Educación de Bogotá reciben clases en estos centros de salud.

El proyecto Kits Escolares de Vanti es una iniciativa que se ha desarrollado desde hace más de 15 años en las zonas donde la Empresa presta el servicio de gas natural, beneficiando a más de 50 m niños de estratos 1 y 2, entre los 5 y 12 años.

En 2021, igualmente se entregarán kits escolares a niños de colegios públicos de Santander, Boyacá, Cundinamarca y el sur del Cesar, donde la empresa presta sus servicios.

El trabajo que adelanta la Compañía con los colegios públicos de las comunidades donde tiene influencia, se enmarca en los programas de Responsabilidad Social de Vanti, que tiene por objetivo contribuir a la formación y el proceso de aprendizaje de los estudiantes.

“No podemos permitir que la falta de útiles básicos se convierta en una razón para que los niños y niñas no puedan estudiar. De esta manera Vanti está comprometida con la educación, ofreciendo herramientas útiles que ayuden a la formación integral de los estudiantes del país”, dijo Rodolfo Anaya Abello, presidente de Vanti.

La inversión colombiana en exploración de hidrocarburos en 2021 estará concentrada mayormente en la región Caribe; mientras que la inversión en producción se destinará, principalmente, a Meta y los Santanderes.

29 de enero de 2021.   La Asociación Colombiana del Petróleo (ACP) presentó el más reciente informe económico ‘Tendencias de Inversión E&P en Colombia 2020 y Perspectivas 2021’, el cual proyecta para 2021 una inversión en exploración y producción de petróleo y gas entre USD 3.100 y 3.450 millones, 51% superior a la de 2020, año atípico por la pandemia de la Covid-19 y la caída de los precios internacionales del crudo. No obstante, esta inversión es cerca de USD 300 millones inferior a la registrada entre 2015 y 2019.

Con las inversiones de 2021 se espera perforar 40 pozos exploratorios (22 más que en 2020) y mantener una producción de petróleo de 780.000 barriles diarios y 1.050 millones de pies cúbicos diarios de gas, cifras similares a las del año pasado.

El informe, elaborado con base en la planeación y presupuestos preliminares de las empresas encuestadas por la ACP, evidencia el creciente interés por el gas natural. Es así que, para este año el 45% del presupuesto total de exploración estará enfocado en la búsqueda de este energético.

Asimismo, se proyecta destinar USD 400 millones para desarrollar producción de gas, lo cual representa el 15% de la inversión total en producción de oil & gas y mantiene la tendencia creciente en el enfoque hacia el energético gaseoso.

“Un repunte en la inversión del sector es una buena noticia, pues no solamente la industria del petróleo y gas garantiza la generación de recursos fiscales que le permitan a la Nación y a las regiones apalancar la reactivación económica y social, sino que además garantiza el autoabastecimiento del país, que va a requerir energéticos para su reactivación industrial”, dijo el presidente de la ACP, Francisco José Lloreda Mera.

A nivel regional, la inversión exploratoria se concentrará en el Caribe, principalmente en Córdoba, y en su mayoría en tierra firme, en donde parte importante de los recursos tendrán como foco la búsqueda de gas natural. De hecho, el Valle Inferior del Magdalena ya produce el 24% del gas que consume el país.

Por su parte, la inversión en producción estará dirigida, principalmente, al departamento del Meta, que continuará siendo el principal receptor de inversión, seguido por los Santanderes, Casanare, Antioquia, Putumayo y Huila.

“El gas natural toma cada vez más fuerza en la matriz energética, por eso no sorprende que su participación venga creciendo en los últimos años. Colombia tiene potencial geológico, pero para que se desarrolle es necesario impulsar el crecimiento de la demanda, lo que implica medidas que faciliten la comercialización oportuna, el transporte competitivo hacia centros de consumo y promover la competencia en igualdad de condiciones. Esto será clave para la confiabilidad que se requiere en un proceso de transición energética”, explicó Lloreda Mera.

No obstante, el gremio resaltó que Colombia corre el riesgo de dejar enterradas el 50 por ciento de sus reservas de petróleo y gas, si no aprovecha la actual ventana de tiempo.

Además de la oposición al fracking por parte de algunos sectores de la opinión pública, las demoras en las consultas previas, los trámites de licencias ambientales y los bloqueos de las comunidades a las actividades de exploración y producción, hacen que desde que se asigna un área hasta que se extrae el primer barril fácilmente transcurren entre 6 y 8 años. De acuerdo con estudios de la ACP, por cada año que se reduzca ese tiempo, a la Nación le ingresarían 1,5 billones de pesos adicionales.

Finalmente, el informe destaca que el 95% de las inversiones de 2021 se llevarán a cabo en tierra firme, mientras que en offshore y yacimientos no convencionales (YNC) las inversiones estarán orientadas a desarrollar estudios y otras actividades previas a la perforación exploratoria, la cual se prevé para 2022.

Clima de inversión

El informe también presentó los resultados de la encuesta sobre el clima de inversión del país, el cual evalúa 11 aspectos fundamentales para el sector: prospectividad, competitividad bienes y servicios, aspectos fiscales, disponibilidad de infraestructura, aspectos contractuales, ambientales, sociales, estabilidad política, seguridad regulatoria, consulta previa y seguridad en las operaciones.

Este año la calificación general promedió 5 ubicándose en el rango aceptable, registrando una disminución frente a la otorgada en 2019 (6 / buena). De los 11 elementos evaluados, solo queda una percepción totalmente favorable del país, la estabilidad política, la cual mejoró al pasar de un 63% y 65% en 2018 y 2019, respectivamente, a 75% en 2020.

La percepción de prospectividad, que había sido siempre una fortaleza del país, ahora es observada mayoritariamente como neutral o indiferente. En el resto de los aspectos evaluados prima una percepción catalogada entre neutral y débil.

“Las respuestas de las empresas encuestadas nos invitan a seguir trabajando, en conjunto con el Gobierno, en los temas estructurales que se requiere mejorar para retomar el interés de invertir en Colombia. Es necesario impulsar el crecimiento del mercado del gas natural, reducir las tarifas de oleoductos, contar con mayor seguridad regulatoria, revisar temas contractuales y optimizar los procesos de licenciamiento ambiental, entre otros aspectos que son fundamentales para que el país pueda atraer inversión, desarrollar su potencial en hidrocarburos y generar los recursos necesarios para la reactivación económica y social”, concluyó el presidente de la ACP.

Durante la presentación, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, aseguró que 2021 será el año para impulsar la reactivación sostenible de Colombia.

La inversión en ISA representaría un paso transformacional para Ecopetrol en su ruta de transición energética y descarbonización. La inversión tiene potencial de generar valor por la creciente demanda de energía, el avance en fuentes renovables y el aumento de la electrificación.

27 de enero de 2021.   Ecopetrol avanza en su transformación para ser la empresa integral de energía de Colombia. Con ese objetivo y para enfrentar los desafíos del entorno y la transición energética, la empresa presentó el 26 de enero una oferta no vinculante para adquirir la participación que posee la Nación-Ministerio de Hacienda y Crédito Público en Interconexión Eléctrica S.A. ESP (ISA), equivalente al 51,4% de las acciones en circulación.

Esta decisión responde a la estrategia del Grupo Ecopetrol que busca fortalecer su liderazgo en la cadena de los hidrocarburos en el continente americano, al tiempo que acelera su transición energética con un ambicioso plan de reducción de emisiones, crecimiento en fuentes renovables, mayor producción de gas natural y participación en otros campos de la energía, incluida el de la transmisión, todo apalancado en la transformación digital y en la convergencia tecnológica.

La inversión en ISA representaría un paso transformacional en el posicionamiento del Grupo Ecopetrol para liderar dicha transición energética y avanzar en la descarbonización. El Grupo se fortalecería con activos de infraestructura energética de clase mundial que generarían un flujo material de ingresos en negocios de bajas emisiones.

La transacción tiene un gran potencial de generar valor gracias a la creciente demanda de energía y a la incorporación de nuevas fuentes renovables que requieren ser conectadas con los usuarios finales, así como al aumento esperado de la electrificación.

ISA es líder en la transmisión de electricidad en Colombia, Brasil, Chile y Perú, entre otros países. Se destaca por sus sobresalientes resultados financieros y operativos, y un plan de crecimiento robusto que Ecopetrol mantendría. También es reconocida por ser “carbono neutral” en varias de sus operaciones, elevados estándares de Gobierno Corporativo y un excelente talento humano.

La operación contribuiría con la reactivación económica del país y representaría una oportunidad para los accionistas al contar con un conglomerado energético único en América, con mayor capacidad de generación de valor a partir de la complementariedad de sus negocios y la presencia geográfica.

La resiliencia del Grupo se fortalecería por tener una mayor porción de ingresos estables y predecibles en el largo plazo, mientras reduce la exposición a la volatilidad del precio del petróleo. Por su parte, la Nación mantendría el control de ambas compañías a través de la participación de al menos el 80% en Ecopetrol.

La transacción se financiaría con un esquema que incluye una nueva capitalización de Ecopetrol a través de una emisión de acciones, recursos propios y otros esquemas de financiación disponibles, incluida la desinversión en activos no estratégicos. Esta nueva emisión impulsaría el mercado de capitales local al poder convertirse en la más grande en la historia de Colombia.

La transacción se realizaría a través de un contrato interadministrativo entre Ecopetrol y el Ministerio de Hacienda y Crédito Público. Para hacer esta inversión no es necesario realizar una Oferta Pública de Adquisición (OPA) a los accionistas de ISA, en la medida en que la Nación continuaría siendo el beneficiario real de las acciones de ISA y mantendría el control último sobre las mismas.

“Esta adquisición significaría un hito en la historia de Ecopetrol que nos fortalecería en el sector energético y nos permitiría acelerar la transición energética en la que estamos comprometidos. Sería el nacimiento de un conglomerado más fuerte, más resiliente y con mayor capacidad para crecer en la nueva era de la energía limpia”, aseguró Felipe Bayón, presidente de Ecopetrol.

De llegar a un acuerdo entre las partes (Ministerio de Hacienda y Crédito Público y Ecopetrol), el cierre de la transacción estará sujeto a la realización de una debida diligencia detallada, así como a la emisión y colocación de acciones por parte de Ecopetrol, previa obtención de las autorizaciones requeridas.

Para la estructuración y desarrollo de esta operación, Ecopetrol ha contado con el acompañamiento de las bancas de inversión Bancolombia y HSBC.

Portugal es la segunda subestación que se inaugura dentro del plan de expansión Bogotá-Región 2030, que busca fortalecer la infraestructura eléctrica en Bogotá y Cundinamarca. Ubicada en la localidad de Engativá, Portugal provee la energía para la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR) Salitre, que ayudará a la descontaminación del río Bogotá.

27 de enero de 2021.   Con una inversión de más de $25.000 millones de pesos, Enel-Codensa puso en funcionamiento Portugal, la primera subestación 100% digital de Colombia, que es un hito importante en la modernización e innovación en el sector eléctrico del país, en el marco de la transición energética.

En la subestación Portugal toda la información de procesos y funcionamiento es trasmitida vía fibra óptica. Además, cuenta con tecnología y equipos inteligentes, que le permiten tomar decisiones autónomas y facilitar su operación.

Ubicada en Engativá, la subestación tiene una capacidad de 40 millones de voltamperios (MVA), y será la encargada de proveer la energía para el funcionamiento de la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales (PTAR) Salitre, obra clave en la descontaminación del río Bogotá.

Además, atenderá la creciente demanda del occidente de Bogotá, por la Avenida Calle 80 (Autopista Medellín), el cual es un eje principal en el desarrollo de la ciudad y municipios aledaños.

Para Francesco Bertoli, gerente general de Enel-Codensa, “la digitalización es un camino que construimos día a día, para entregar un mejor servicio a nuestros clientes. En la Subestación Portugal, los procesos de adquisición de información en campo, supervisión y control son completamente digitales, generando beneficios adicionales en seguridad, productividad y fiabilidad de la información”.

Entre otras características, Portugal cuenta con una configuración más simple, lo que implica que tenga menores puntos de falla y que se optimicen los procesos de modernización, ampliación y mantenimientos futuros, que implicarán menos interrupciones.

Así mismo, tiene 80% menos uso de cables de cobre (remplazado por fibra óptica), lo que significa menor riesgo eléctrico para los trabajadores. Por último, su construcción se considera más “limpia”, debido a que las obras requeridas disminuyeron.

La Subestación Portugal es la segunda que entra en operación de las más de 30 que se tienen contempladas en el plan de expansión Bogotá-Región 2030, el cual busca fortalecer la infraestructura eléctrica en Bogotá y Cundinamarca, con una inversión en la década de más de 430 millones de eruos.

Durante 2021, Enel-Codensa también avanzará en tres subestaciones más: Terminal, ubicada en la localidad de Fontibón; San José, en la localidad de Los Mártires, y la subestación Calle Primera, que recibió la licencia ambiental recientemente, y cuyo proyecto consiste en trasladar la infraestructura actual, y diseñar, construir y poner en funcionamiento una nueva subestación y su línea de transmisión subterránea, con el fin de asegurar las distancias de seguridad con la Primera Línea del Metro.

“Las redes eléctricas son claves en la transformación que actualmente está teniendo el sector energético en Colombia, con implicaciones en la confiabilidad y seguridad del suministro. Luego de la Covid-19, las personas son cada vez más dependientes de la energía eléctrica. Por ello, los clientes son más exigentes y requieren mayor confiabilidad del servicio”, señaló Bertoli.

Los campos están situados en distintas regiones del reino y producen alrededor de 50 millones de pies cúbicos diarios de gas.

2 de enero de 2021.   Saudi Aramco, la petrolera estatal de Arabia Saudita, anunció al cierre de 2020 el descubrimiento de cuatro nuevos yacimientos de petróleo y gas en distintas regiones del país, según anuncio del ministro de Energía, el príncipe Abdulaziz bin Salmán al Saud.

El alto funcionario precisó a la agencia estatal SPA que uno de los campos de petróleo se encuentra al noroeste de la ciudad de Dhahran. En el pozo número dos se extraen 4.452 barriles de petróleo crudo extraligero por día y 3,2 millones de pies cúbicos de gas natural. El pozo número tres genera 2.745 barriles de crudo del mismo tipo y 3 millones de pies cúbicos de gas diarios, en tanto que el pozo número cuatro, 3.654 barriles de petróleo y 1,6 millones de pies cúbicos de gas.

Asimismo, al suroeste y al sur de Campo Ghawar, el yacimiento más grande del mundo, se hallaron dos pozos de gas no convencional.

En total, esos campos tienen una tasa de producción diaria de alrededor de 50 millones de pies cúbicos de gas. Asimismo, el organismo informó que se encontró petróleo al noroeste de la ciudad de Rafha, donde se obtienen 3.850 barriles por día.

Mientras tanto, Saudi Aramco continúa estimando el tamaño y las tasas de producción de los campos encontrados.

Tomado de RT

La empresa no contaba con combustible suficiente para atender la generación de energía, poniendo en riesgo de racionamiento a una parte de la región Caribe.

2 de enero de 2021. La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD) impuso sanción por valor de $877.802.000 a la empresa Prime Termoflores S.A. E.S.P. al no garantizar la generación de seguridad con las instrucciones del Centro Nacional de Despacho (CND) y por no declarar su mejor estimación de la disponibilidad esperada para sus unidades generadoras de energía Flores I y Flores IV en agosto de 2018. 

En el desarrollo de la investigación se pudo establecer que la empresa no atendió las instrucciones por parte del CND para generar energía los días 27, 28 y 29 de agosto de 2018, luego de que declarara que sus dos plantas, Flores I y Flores IV, estaban disponibles, pero no contaban con el combustible suficiente para operar. Esta situación puso en riesgo de racionamiento a una parte de la región Caribe.

 Frente al tema, la superintendente Natasha Avendaño García manifestó que “es obligación de los agentes del Sistema Interconectado Nacional (SIN) atender las solicitudes del Centro Nacional de Despacho y aún más, de los agentes que conforman el grupo de las termoeléctricas. Para el caso de Prime Termoflores, es claro que no acataron las recomendaciones y no reportaron ante el CND su estimación de generación de energía que surte al SIN”. 

La sanción fue ratificada mediante la Resolución 20202400062335 del 18 de diciembre de 2020. La empresa Prime Termoflores puede presentar recurso de reposición en el tiempo establecido.